Form 20F 2008 - Petrobras
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COMISIÓN DE VALORES DE LOS ESTADOS UNIDOS (SEC)WASHINGTON, D.C. 20549FORMULARIO 20‐FINFORME ANUALDE CONFORMIDAD CON EL ARTICULO 13 o 15(d)DE LA LEY DEL MERCADO DE VALORES (SECURITIES EXCHANGE ACT) DE 1934Ejercicio Económico finalizado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>Número de Registro en la Comisión: 001‐15106 Número de Registro en la Comisión: 001‐33121Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS<strong>Petrobras</strong> International Finance Company(Razón Social exacta del declarante tal como figura en sus Estatutos)(Razón Social exacta del declarante tal como figura en sus Estatutos)Brazilian Petroleum Corporation – <strong>Petrobras</strong>(Nombre del declarante en inglés)República Federativa del Brasil(Jurisdicción de constitución o inscripción)Avenida República do Chile, 6520031‐912 – Rio de Janeiro – RJBrasil(Domicilio de la sede principal de los negocios)Almir Guilherme Barbassa(55 21) 3224‐2040 – barbassa@petrobras.com.brAvenida Republica Do Chile 65 – Piso 2320031‐912 – Rio de Janeiro – RJBrasil(Nombre, teléfono, e‐mail y/o fax y domiciliode la persona de contacto de la compañía)Islas Caimán(Jurisdicción de constitución o inscripción)Harbour Place103 South Church Street, 4 th floorP.O. Box 1034GT ‐ BWIGeorge Town, Grand CaymanIslas Caimán(Domicilio de la sede principal de los negocios)Sérvio Túlio da Rosa Tinoco(55 21) 3224‐1410 – ttinoco@petrobras.com.brAvenida República do Chile, 65 – Piso 320031‐912 – Rio de Janeiro – RJBrasil(Nombre, teléfono, e‐mail y/o fax y domiciliode la persona de contacto de la compañía)Títulos registrados o a registrar de conformidad con el Artículo 12(b) de la Ley:Título de cada clase:Acciones ordinarias de <strong>Petrobras</strong>, sin valor nominalAmerican Depositary Shares (ADS) de <strong>Petrobras</strong> (representadas porAmerican Depositary Receipts (ADR)), que representan 2 accionesordinarias cada unaAcciones preferidas de <strong>Petrobras</strong>, sin valor nominal*American Depositary Shares (ADS) de <strong>Petrobras</strong> (representadas porAmerican Depositary Receipts (ADR)), que representan 2 accionespreferidas cada unaObligaciones Globales de PifCo al 6,125% con vencimiento en 2016Obligaciones Globales de PifCo al 5,875% con vencimiento en 2018Obligaciones Globales de PifCo al 7,875%, con vencimiento en 2019Nombre de las Bolsas en que cotiza:Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)*Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)*Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)* No para negociación, sino sólo en relación con el registro de American Depositary Shares, de conformidad con lo dispuesto por la Bolsa de Valores de Nueva York.Títulos registrados o a registrar de conformidad con el Artículo 12(g) de la Ley: NingunoTítulos respecto de los cuales existe obligación de presentar información de conformidad con el Artículo 15(d) de la Ley:Título de cada clase:Obligaciones Senior de PifCo al 9,750% con vencimiento en 2011Obligaciones Globales de PifCo al 9,125% con vencimiento en 2013Obligaciones Globales de PifCo al 7,75% con vencimiento en 2014Obligaciones Globales de PifCo al 8,375% con vencimiento en 2018Cantidad de acciones en circulación de cada clase de <strong>Petrobras</strong> y PifCo al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>:5.073.347.344 acciones ordinarias de <strong>Petrobras</strong>, sin valor nominal3.700.729.396 acciones preferidas de <strong>Petrobras</strong>, sin valor nominal300.050.000 acciones ordinarias de PifCo, con un valor nominal de U$S1 cada unaIndique con una X si el declarante es un emisor experimentado y reconocido, tal como se define en la Norma 405 de la Ley de Títulos Valores.Sí ⌧ No Si este informe es un informe anual o provisorio, indique con una X si el declarante está exento de la presentación de informes de conformidad con el Artículo 13 o 15(d)de la Ley del Mercado de Valores de 1934.Sí No ⌧Indique con una X si el declarante (1) ha presentado todos los informes exigidos por el Artículo 13 o 15(d) de la Ley del Mercado de Valores de 1934 durante los 12 mesesanteriores (o durante el período menor en que se exigió que el declarante presentara tales informes), y (2) ha estado sujeto a tal exigencia de presentar informesdurante los últimos 90 días.Sí ⌧ No Indique con una X si el declarante ha presentado por medios electrónicos y ha publicado en el sitio web de la compañía, si lo hubiera, los Archivos de Datos interactivosexigidos por la Norma 405 de la Regulación S‐T (art. 232.405 de este capítulo) durante los 12 meses anteriores (o durante el período menor en que se exigió que eldeclarante presentara y publicara tales archivos) N/ASí No Indique con una X si el declarante está sujeto a la condición de “large accelerated filer” (presentación acelerada para compañías de gran capitalización), “acceleratedfiler” (presentación acelerada) o “non‐accelerated filer” (presentación normal). Véase la definición de “accelerated filer” en la Norma 12b‐2 de la Ley del Mercado deValores (indique uno):
Item 6.Resultados de las Operaciones—2007 comparado con 2006....................................................... 99Liquidez y Recursos de Capital......................................................................................................100<strong>Petrobras</strong>.......................................................................................................................................100PifCo..............................................................................................................................................103Obligaciones Contractuales...........................................................................................................108<strong>Petrobras</strong>.......................................................................................................................................108PifCo..............................................................................................................................................108Políticas Contables y Estimaciones Relevantes.............................................................................109Impacto de las Nuevas Normas Contables....................................................................................113Investigación y Desarrollo.............................................................................................................115Tendencias del Mercado...............................................................................................................116Consejeros, Principales Ejecutivos y Empleados...........................................................................117Consejeros y Principales Ejecutivos ..............................................................................................117Remuneración...............................................................................................................................123Titularidad de las Acciones............................................................................................................123Consejo Fiscal................................................................................................................................123Comité de Auditoría de <strong>Petrobras</strong> ................................................................................................125Otros Comités Asesores ................................................................................................................126Ombudsman de <strong>Petrobras</strong>............................................................................................................126Comités Asesores de PifCo............................................................................................................126Empleados y Relaciones Laborales ...............................................................................................126Item 7. Principales Accionistas y Operaciones con Partes Relacionadas ..................................................129Principales Accionistas ..................................................................................................................129Operaciones de <strong>Petrobras</strong> con Partes Relacionadas.....................................................................129Operaciones de PifCo con Partes Relacionadas............................................................................130Item 8. Información Financiera .................................................................................................................133Estados Contables Consolidados de <strong>Petrobras</strong> y Otra Información Financiera ............................133Estados Contables Consolidados de PifCo y Otra Información Financiera....................................133Procesos Legales ...........................................................................................................................133Distribución de Dividendos ...........................................................................................................138Item 9. Oferta y Cotización en Bolsa .........................................................................................................138<strong>Petrobras</strong>.......................................................................................................................................138PifCo..............................................................................................................................................140Item 10.Información Adicional...................................................................................................................141Acta Constitutiva y Estatutos de <strong>Petrobras</strong>...................................................................................141Restricciones Respecto de Titulares no Brasileños.......................................................................149Transferencia del Control..............................................................................................................149Divulgación de la Titularidad del Accionista..................................................................................149Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo..........................................................................................149Contratos Significativos.................................................................................................................153Controles de Divisas ‐ <strong>Petrobras</strong> ...................................................................................................153Impuestos Relacionados con Nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas.........................154Impuestos Relacionados con las Obligaciones de PifCo................................................................162Documentos Presentados.............................................................................................................166Item 11. Información Cualitativa y Cuantitativa sobre los Riesgos del Mercado........................................166<strong>Petrobras</strong>.......................................................................................................................................166PifCo..............................................................................................................................................169Item 12. Descripción de Títulos que no sean Acciones ...............................................................................172PARTE IIItem 13. Incumplimientos, Dividendos Impagos e Incumplimientos de Pago…………………………………………172Item 14. Modificaciones Substanciales de los Derechos de los Tenedores de Títulos y Destino de los Fondos …..172Item 15. Controles y Procedimientos..........................................................................................................172Evaluación de Controles y Procedimientos de Divulgación de Información………………………………172ii
Informe de la Dirección Relativo al Control Interno de la Información Financiera.......................172Cambios en los Controles Internos ...............................................................................................173Item 16A. Experto Financiero del Comité de Auditoría.................................................................................173Item 16B. Código de Etica..............................................................................................................................173Item 16C. Servicios y Honorarios del Estudio Contable.................................................................................174Honorarios de Auditoría y de Otras Funciones .............................................................................174Políticas y Procedimientos de Aprobación del Comité de Auditoría ............................................175Item 16D. Exención de las Normas Relativas a los Comités de Auditoría de Sociedades queCotizan en Bolsa .................................................................................................................................175Item 16E. Adquisición de Acciones por parte del Emisor y Compradores Afiliados......................................175Item 16F. Cambio del Contador Certificante del Declarante ........................................................................176Item 16G. Gobierno Corporativo ...................................................................................................................176PARTE IIIItem 17. Estados Contables.........................................................................................................................178Item 18. Estados Contables.........................................................................................................................178Item 19 Anexos...........................................................................................................................................179Firmas ........................................................................................................................................................................184Firmas ........................................................................................................................................................................185iii
DECLARACIONES PROSPECTIVASEste informe anual contiene declaracionessobre hechos futuros, conforme al significado delArtículo 27A de la Ley de Títulos Valores de 1933 ysus modificaciones, y el Artículo 21E de la Ley delMercado de Valores de 1934 y sus modificaciones,que no se basan en hechos históricos y no songarantía de resultados futuros. Muchas de lasdeclaraciones sobre hechos futuros contenidas eneste informe anual se pueden identificar por el usode términos que hacen referencia al futuro, comopor ejemplo “considerar”, “estimar”, “prever”,“debería”, “proyectado”, “estimación”, y“potencial”. Las declaraciones sobre hechos futurosestán relacionadas con los siguientes temas, entreotros, relativos a <strong>Petrobras</strong>:• estrategia de comercialización yexpansión regional;• perforación de pozos y otrasactividades de exploración;• actividades de importación yexportación;• inversiones proyectadas ypresupuestadas y otros costos,compromisos e ingresos;• liquidez; y• desarrollo de otras fuentes deingresos.Debido a que estas declaraciones sobrehechos futuros están sujetas a riesgos eincertidumbres, existen factores importantes por losque los resultados reales podrían diferirsubstancialmente de los mencionados explícita oimplícitamente. Esos factores incluyen:• nuestra capacidad para obtenerfinanciamiento;• las condiciones económicas ycomerciales generales, incluidos losprecios del crudo y de otroscommodities, los márgenes derefinación y el tipo de cambio vigente;• las condiciones económicas mundialesy la actual crisis crediticia global;• nuestra capacidad para descubrir,adquirir u obtener nuevas reservas ypara desarrollar las actuales en formaexitosa;• las incertidumbres inherentes alcálculo estimativo de nuestras reservasde petróleo y gas incluyendo lasreservas de petróleo y gasdescubiertas recientemente;• la competencia;• las dificultades técnicas en laoperación de nuestros equipos y en laprestación de nuestros servicios;• los cambios en las leyes yreglamentaciones o el incumplimientode las mismas;• la obtención de autorizaciones ylicencias gubernamentales;• los acontecimientos políticos,económicos y sociales en Brasil y en elexterior; operaciones militares, actosde terrorismo o sabotaje, guerras oembargos;• el costo y la disponibilidad de segurosadecuados; y• otros factores analizados más adelanteen “Factores de Riesgo.”Estas declaraciones no implican garantía deresultados futuros y están sujetas a riesgos,incertidumbres y presunciones que son difíciles deprever. Por consiguiente, nuestros resultados realespueden diferir substancialmente de los expresadoso pronosticados en las declaraciones sobre hechosfuturos, como resultado de una variedad de factoresincluyendo los descriptos en “Factores de Riesgo” acontinuación.1
Las declaraciones sobre hechos futuroscontenidas en este informe se encuentranexpresamente condicionadas en su totalidad por lapresente declaración preventiva y no deberábasarse en ellas para ninguna evaluación. LaCompañía no asume ninguna obligación deactualizar o modificar públicamente lasdeclaraciones sobre hechos futuros, ya sea comoresultado de nueva información o nuevos hechosfuturos o por cualquier otra razón.Los datos sobre reservas de crudo y gasnatural presentados o descriptos en este informeson sólo cálculos estimativos, y nuestra producción,ingresos y gastos reales relacionados con talesreservas pueden diferir substancialmente de dichasestimaciones.Este informe anual corresponde a PetróleoBrasileiro S.A.—PETROBRAS (<strong>Petrobras</strong>) y a lasubsidiaria totalmente controlada constituidaconforme a las leyes de las Islas Caimán, <strong>Petrobras</strong>International Finance Company (PifCo). Lasoperaciones de PifCo, que consisten principalmenteen la compra y venta de crudo y productosderivados del petróleo, se describen con más detallea continuación.A menos que el contexto requiera locontrario, los términos “<strong>Petrobras</strong>”, “la Compañía“,“nosotros” y “nuestro/a/os/as”, se refieren aPetróleo Brasileiro S.A.— PETROBRAS, sussubsidiarias consolidadas y sociedades con finesespecíficos, incluida <strong>Petrobras</strong> International FinanceCompany. El término “PifCo” se refiere a <strong>Petrobras</strong>International Finance Company y sus subsidiarias.2
GLOSARIO DE TÉRMINOS DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEOA menos que el contexto indique lo contrario, los siguientes términos tienen el significado atribuido acontinuación:ANP............................................La Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustiveis, o ANP, es laagencia federal que regula la industria del petróleo, gas natural y combustiblesrenovables en Brasil.Barriles.......................................Barriles de petróleo crudo.BSW ...........................................Sedimento y agua de fondo, una medida del contenido de agua y sedimentos delcrudo.Craqueo catalítico......................El proceso por el cual las moléculas de hidrocarburos se dividen (craquean) enfracciones menores por la acción de un catalizador.Unidad de Coquización..............Recipiente en el que se craquea el bitumen en fracciones.Condensado...............................Sustancias de hidrocarburos livianos producidas con gas natural que se condensanen líquido a temperaturas y presiones normales.Aguas profundas........................Entre 300 y 1.500 metros (984 y 4.921 pies) de profundidad.Destilación .................................Proceso por el cual los líquidos se separan o refinan por vaporización seguida decondensación.EWT............................................Prueba de pozo de alcance extendidoFPSO...........................................Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga.FPU.............................................Unidad Flotante de Producción.FSO.............................................Unidad Flotante de Almacenamiento y Descarga.FSRU...........................................Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación, buque que recibe gas naturallíquido y lo convierte en gas para utilización o transporte por gasoducto.Petróleo crudo pesado ..............Petróleo crudo con densidad API inferior o igual a 22°.Petróleo crudo intermedio ........Petróleo crudo con densidad API superior a 22° e inferior o igual a 31°.Petróleo crudo liviano ...............Petróleo crudo con densidad API superior a 31°.GNL ............................................Gas Natural Licuado.GLP.............................................Gas Licuado de Petróleo, que es una mezcla de hidrocarburos saturados y nosaturados con hasta cinco átomos de carbono, utilizado como combustibledoméstico.LGN ............................................Líquidos de gas natural, que son substancias de hidrocarburos livianos producidascon gas natural, que se condensan en líquido a temperaturas y presiones normales.3
Petróleo .....................................Petróleo crudo, incluyendo líquidos de gas natural y condensados.Sección anterior al estrato de <strong>Form</strong>ación geológica que contiene depósitos de petróleo y gas natural ubicadasal............................................... debajo de una capa evaporítica.Reservas probadas.....................Reservas probadas de gas y petróleo son las cantidades estimadas de petróleocrudo, gas natural y líquidos de gas natural que los datos geológicos y de ingenieríademuestran con razonable certeza que son recuperables en años posteriores dereservorios conocidos en condiciones operativas y económicas existentes, es decir,precios y costos a la fecha de la estimación. Los precios incluyen la consideraciónde cambios en los precios existentes establecidos solamente en virtud dedisposiciones contractuales, pero no debido a aumentos sobre la base decondiciones futuras.Reservas desarrolladas Las reservas desarrolladas probadas son reservas que se estima pueden serprobadas.................................... recuperadas a través de pozos existentes con equipos y métodos operativosexistentes. El petróleo y el gas adicional que se estima obtener a través de laaplicación de inyección de fluidos u otra técnica de recuperación mejorada paracomplementar las fuerzas naturales y mecanismos de recuperación primaria seincluyen como “reservas desarrolladas probadas” sólo después de ser probadas enun proyecto piloto o de que la operación de un programa instalado hayaconfirmado, a través de la respuesta de producción, que se logrará una mayorrecuperación.Reservas no desarrolladas Las reservas no desarrolladas probadas son reservas que se estima recuperar deprobadas.................................... nuevos pozos en una superficie no perforada, o de pozos existentes donde serequiere un gasto relativamente significativo de reterminado pero no incluyenreservas atribuibles a una superficie en la cual se contemple la aplicación deinyección de fluidos u otras técnicas de recuperación mejorada, a menos quedichas técnicas hayan demostrado ser efectivas a través de pruebas reales en elárea y en el mismo reservorio. Las reservas en superficies no perforadas estánlimitadas a las unidades no perforadas que compensan las unidades productivascuya producción es razonablemente cierta en el momento de la perforación. Lasreservas probadas de otras unidades no perforadas se declaran solamente cuandose demuestra con certeza que existe continuidad de producción de la formaciónproductiva existente.SS ...............................................Unidad semi sumergible.Aguas ultra profundas ...............Más de 1.500 metros (4.921 pies) de profundidad.4
TABLA DE CONVERSIÓN1 acre = 0,0040 km 21 barril = 42 galones (E.E.U.U.) = Aproximadamente 0,13 toneladas de petróleo1 boe = 1 barril de petróleo crudoequivalente= 6.000 pies cúbicos de gas natural1 m 3 de gas natural = 35,315 pies cúbicos = 0,0059 boe1 km = 0,6214 millas1 km 2 = 247 acres1 metro = 3,2808 pies1 tonelada de petróleocrudo= 1.000 kilos de petróleo crudo = Aproximadamente 7,5 barriles de petróleocrudo (suponiendo un índice de gravedad de 37°API a presión atmosférica)5
ABREVIATURASbblbnbnbblbncfbnm 3boebbl/dcfGOMGWGWhkmkm 2m 3mbblmbbl/dmboemboe/dmcfmcf/dmm 3mm 3 /dmmbblmmbbl/dmmboemmboe/dmmcfmmcf/dBarrilesMil millonesMil millones de barrilesMil millones de pies cúbicosMil millones de metros cúbicosBarriles de petróleo equivalenteBarriles por díaPies cúbicosGolfo de MéxicoGigawattsun gigawatt de energía suministrada o demandada durante una horaKilómetrosKilómetros cuadradosMetros cúbicosMiles de barrilesMiles de barriles por díaMiles de barriles de petróleo equivalenteMiles de barriles de petróleo equivalente por díaMiles de pies cúbicosMiles de pies cúbicos por díaMiles de metros cúbicosMiles de metros cúbicos por díaMillones de barrilesMillones de barriles por díaMmboeMmboe por díaMillones de pies cúbicosMillones de pies cúbicos por día6
mmm 3mmm 3 /dmmt/yMWMWavgMWhMillones de metros cúbicosMillones de metros cúbicos por díaMillones de toneladas métricas por añoMegawattsCantidad de energía (en MWh) dividida por el tiempo (en horas) en el cual se produceo consume dicha energíaUn megawatt de energía suministrada o demandada durante una horaP$ Pesos argentinosR$ Reales brasileñosttcfU$STonelada métricaBillones de pies cúbicosDólares estadounidenses/d Por día/y Por año7
En este informe anual, las expresiones“real,” “reales” o “R$” se refieren a reales brasileñosy las expresiones “dólares estadounidenses” o“U$S” se refieren a dólares de los Estados Unidos.Algunas cifras incluidas en este informe han sidoredondeadas y, en consecuencia, los totalesindicados en algunos cuadros pueden no ser la sumaexacta de las cifras que los componen.PRESENTACION DE INFORMACIÓN FINANCIERAConsejo de Normas de Contabilidad Financiera delos E.E.U.U. (FASB). Los montos expresados endólares en este informe han sido convertidos dereales al tipo de cambio vigente al cierre delperíodo, para los rubros del balance general y al tipode cambio promedio del período, para los rubros delestado de resultados y del estado de flujo deefectivos.<strong>Petrobras</strong>Los estados contables consolidadosauditados de <strong>Petrobras</strong> y de nuestras subsidiariasconsolidadas al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y de 2007,y correspondientes a cada uno de los tres ejerciciosdel período finalizado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, ylas notas correspondientes, contenidos en esteinforme anual, se presentan en dólaresestadounidenses y han sido preparados de acuerdocon los principios contables generalmenteaceptados de los E.E.U.U. (U.S. GAAP). Véase el Item5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras”y la Nota 2(a) a nuestros estados contablesconsolidados auditados. También publicamosestados contables en Brasil, en reales, de acuerdocon los principios contables determinados por la LeyNº 6404/76, y sus modificaciones, o Ley deSociedades de Brasil y las reglamentacionesestablecidas por la Comissão de Valores Mobiliários(Comisión de Valores de Brasil o CVM), o losprincipios contables generalmente aceptados deBrasil, que difieren en aspectos significativos de losprincipios contables generalmente aceptados de losE.E.U.U.Algunos montos correspondientes a losejercicios 2007, 2006, 2005 y 2004 han sidoreclasificados para ajustarlos a las normas depresentación del ejercicio actual. Estasreclasificaciones no han tenido impacto algunosobre nuestros resultados.Nuestra moneda funcional en Brasil es elreal. Tal como se describe en la Nota 2(a) a nuestrosestados contables consolidados auditados, losmontos expresados en dólares estadounidenses alas fechas y por los períodos presentados ennuestros estados contables consolidados auditadoshan sido calculados nuevamente o convertidos apartir de los montos expresados en reales conformea los criterios establecidos en la Declaración N° 52sobre Contabilidad Financiera, o SFAS 52, delA menos que el contexto indique locontrario:• los datos históricos contenidos en esteinforme no provenientes de los estadoscontables consolidados auditados fueronconvertidos de reales en forma similar;• los montos contenidos en las declaracionessobre hechos futuros, incluyendoinversiones futuras estimadas, se basan ennuestro Plan Estratégico 2020 que cubre elperíodo <strong>2008</strong>‐2020 y en nuestro Plan deNegocios 2009‐2013 y fueron proyectadossobre una base constante y convertidos dereales en 2009 al tipo de cambio promedioestimado de R$2,10 por U$S1 y los cálculosfuturos que implican un precio supuestodel crudo se han calculado utilizando unprecio del crudo Brent de U$S58 por barrilpara 2009, U$S61 para 2010, U$S72 para2011, U$S74 para 2012 y U$S68 por barrilpara 2013, ajustados en relación connuestras diferencias de calidad y ubicación,a menos que se especifique lo contrario; y• el cálculo de las inversiones futuras se basaen los montos presupuestados másrecientemente, que pueden no haberseajustado para reflejar todos los factoresque podrían afectar dichos montos.PifCoLa moneda funcional de PifCo es el dólarestadounidense. Prácticamente todas las ventas dePifCo se realizan en dólares estadounidenses y todassus deudas están expresadas en dólaresestadounidenses. En consecuencia, los estadoscontables consolidados auditados de PifCo al 31 dediciembre de <strong>2008</strong> y 2007, los correspondientes acada uno de los tres ejercicios del período finalizado8
el 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y las notascorrespondientes contenidas en este informe anual,se presentan en dólares estadounidenses y seprepararon de acuerdo con los principios contablesgeneralmente aceptados de los Estados Unidos eincluyen las subsidiarias totalmente controladas porPifCo: <strong>Petrobras</strong> Europe Limited, <strong>Petrobras</strong> FinanceLimited, Bear Insurance Company Limited (BEAR) y<strong>Petrobras</strong> Singapore Private Limited.9
A partir del 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, PifCoha incurrido en deuda por U$S1.500 millonesmediante la emisión de obligaciones en el mercadode capitales internacional y por U$S4.000 millones através de diferentes líneas de crédito. Véase el Item5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras –Liquidez y Recursos de Capital – PifCo – Deuda aLargo Plazo incurrida con posterioridad al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>.”Las estimaciones de nuestras reservasprobadas de crudo y gas natural al 31 de diciembrede <strong>2008</strong> incluidas en este informe fueron calculadasde acuerdo con las definiciones técnicasestablecidas por la Comisión de Valores de losE.E.U.U. (SEC). DeGolyer and MacNaughton realizóel cálculo estimado de la mayor parte de nuestrasreservas internas al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>. Todoslos cálculos de reservas implican algún grado deincertidumbre. Véase el Item 3. “Información Clave– Factores de Riesgo – Riesgos relacionados conNuestras Operaciones" en relación con ladescripción de los riesgos relacionados con nuestrasreservas y su estimación.También registramos nuestrasestimaciones de reservas de gas y petróleo enorganismos gubernamentales de la mayoría de lospaíses en los que desarrollamos actividades. El 15de enero de 2009, registramos la estimación de lasreservas correspondientes a Brasil en la AgênciaNacional de Petróleo (Agencia Nacional de Petróleo‐ ANP), de acuerdo con las normas yreglamentaciones brasileñas. Las reservas totalesestimadas ascienden a 11.900 millones de barrilesde crudo y condensado y 12,7 billones de piescúbicos de gas natural. Las reservas estimadas queregistramos en la ANP y las que presentamos eneste informe difieren en aproximadamente un 27%.Esta diferencia se debe a: (i) el requisito de la ANPde que calculemos nuestras reservas probadas através del abandono técnico de los pozos deproducción, en lugar de limitar la estimación de lasreservas a la duración de nuestros contratos deconcesión tal como lo estipula la Norma 4‐10 de laReglamentación S‐X y (ii) diferentes criteriostécnicos para el registro de las reservas probadas,incluida la utilización de datos símicos 3D paraestablecer las reservas probadas en Brasil y lautilización de precios de petróleo promedio en lugarACONTECIMIENTOS RECIENTESPRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN SOBRE RESERVASEl 19 de mayo de 2009, hemos concluidonegociaciones con China Development Bank enrelación con un préstamo bilateral por el monto deU$S10.000 millones. El plazo del préstamo será de10 años y el producido se utilizará para financiarnuestro Plan de Negocios 2009‐2013 y la adquisiciónde bienes y servicios a empresas chinas.de los precios al cierre del ejercicio con el fin dedeterminar la productividad económica de lasreservas en Brasil.También registramos las estimaciones dereservas correspondientes a nuestras operacionesinternacionales en varios organismosgubernamentales en cumplimiento de loslineamientos de la Sociedad de Ingenieros dePetróleo (SPE). Las reservas totales estimadascorrespondientes a nuestras operacionesinternacionales, según los lineamientos de la SPE,ascendían a 0,497 mil millones de barriles de crudoy LGN y 2.967 mil millones de pies cúbicos de gasnatural, representando un aumento deaproximadamente el 8,24% respecto de las reservasestimadas de conformidad con la Reglamentación S‐X, según lo indicado en el presente. Esta diferenciaexiste debido a que, a diferencia de lo dispuesto porla Reglamentación S‐X, los lineamientos técnicos dela SPE permiten el registro de las reservas en Nigeriasobre la base de técnicas de recuperación depetróleo, tales como inyección de fluidos, en base ayacimientos similares.En diciembre de <strong>2008</strong>, la SEC realizómodificaciones a sus normas de presentación deinformación relacionada con el petróleo y el gas conel fin de modernizar y actualizar los requisitos depresentación de información correspondiente alpetróleo y el gas. Los cambios actualizan la guía parala presentación de información en base a losavances de la industria en relación con ladeterminación de las reservas de petróleo y gas.Estamos estudiando el impacto de los nuevoslineamientos de la SEC para la presentación deinformación relativa a nuestras reservas probadasde petróleo y gas. Los nuevos lineamientos de la SECno han entrado en vigencia y no han sido utilizadospara la determinación de las reservascorrespondientes al cierre del ejercicio <strong>2008</strong>.10
DATOS DEL ESTADO DE RESULTADOS—PETROBRASEjercicio finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006 2005 2004(millones de U$S, excepto datos correspondientes a acciones y por acción)Ingresos operativos netos ............................ 118.257 87.735 72.347 56.324 38.428Utilidad operativa......................................... 25.294 20.451 19.844 15.085 9.711Resultado neto del ejercicio(1)..................... 18.879 13.138 12.826 10.344 6.190Promedio ponderado de la cantidad deacciones en circulación:(2)Acciones ordinarias.................................. 5.073.347.344 5.073.347.344 5.073.347.344 5.073.347.344 5.073.347.344Acciones preferidas.................................. 3.700.729.396 3.700.729.396 3.699.806.288 3.698.956.056 3.698.956.056Utilidad operativa por:(2)Acción ordinaria y preferida..................... 2,88 2,33 2,26 1,72 1,11ADS ordinaria y preferida (3) ................... 5,76 4,66 4,52 3,44 2,22Ganancias básicas y diluidas por:(1)(2)Acción ordinaria y preferida..................... 2,15 1,50 1,46 1,18 0,71ADS ordinaria y preferida (3) ................... 4,30 3,00 2,92 2,36 1,42Dividendos en efectivo por:(2)(4)Acción ordinaria y preferida..................... 0,47 0,35 0,42 0,34 0,21ADS ordinaria y preferida (3) ................... 0,94 0,70 0,84 0,68 0,42(1) El resultado neto es equivalente al resultado proveniente de las operaciones en marcha.(2) El 25 de abril de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> realizó una división de acciones dos por una. Las cifras correspondientes a acciones y por acción enrelación con todos los períodos reflejan la división de acciones.(3) En julio de 2007, <strong>Petrobras</strong> realizó una división inversa de acciones cuatro por una que modificó la relación acciones subyacentes/ADS decuatro acciones por cada ADS a dos acciones por ADS. Las cifras por acción correspondientes a todos los períodos reflejan la división deacciones.(4) Representa los dividendos pagados durante el ejercicio.12
PifCoEn los siguientes cuadros se presenta información financiera consolidada seleccionada de PifCo,expresada en dólares estadounidenses y preparada de acuerdo con los principios contables generalmenteaceptados de los Estados Unidos. La información correspondiente a cada uno de los cinco ejercicios del períodofinalizado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong> fue tomada de los estados contables consolidados auditados de PifCo. Laauditoría de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006 fue realizada por KPMG AuditoresIndependentes y la correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004 estuvo a cargode Ernst & Young Auditores Independentes S/S. Esta información deberá leerse junto con los estados contablesconsolidados auditados de PifCo, incluyendo las notas correspondientes, y el Item 5. “Análisis y PerspectivasOperativas y Financieras”, y se encuentra condicionada en su totalidad por referencia a los mismos.DATOS DEL BALANCE —PifCoEjercicio finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006 2005 2004(millones de U$S)Activo:Total activo corriente ................................................................ 30.383 28.002 19.241 13.242 11.057Bienes de uso, neto................................................................... 2 1 1 — —Total otros activos..................................................................... 2.918 4.867 2.079 3.507 3.613Total activo ........................................................................... 33.303 32.870 21.321 16.749 14.670Pasivo y patrimonio neto:Total pasivo corriente................................................................ 28.012 27.686 9.264 7.098 4.929Total pasivo no corriente (1) ..................................................... — — 7.442 3.734 3.553Deuda a largo plazo(2) .............................................................. 5.884 5.187 4.640 5.909 6.152Total pasivo........................................................................... 33.896 32.873 21.346 16.741 14.634Total patrimonio neto (déficit).................................................. (593) (3) (25) 8 36Total pasivo y patrimonio neto ............................................. 33.303 32.870 21.321 16.749 14.670(1) Excluye deuda a largo plazo.(2) Excluye la porción corriente de deuda a largo plazo.DATOS DEL ESTADO DE RESULTADOS—PifCoEjercicio finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006 2005 2004(millones de U$S)Ingresos operativos, neto.......................................................... 42.443 26.732 22.070 17.136 12.356Utilidad (pérdida) operativa ...................................................... (927) 127 (38) (13) 20Resultado neto del ejercicio...................................................... (772) 29 (211) (28) (59)13
Tipos de CambioSujeto a determinados procedimientos y adisposiciones regulatorias específicas, la compra yventa de divisas y la transferencia internacional dereales están permitidas sin limitación algunasiempre que la transacción subyacente sea válida.Las divisas podrán adquirirse solo a través deentidades financieras con domicilio constituido enBrasil y autorizadas a operar en el mercado decambio. No podemos prever si el Banco Central o elgobierno brasileño continuarán permitiendo la libreflotación del real o intervendrán el mercado decambio mediante un sistema de banda monetaria uotro sistema.La apreciación del real en 2004 fue del8,1% respecto del dólar estadounidense y continuócon una apreciación del 11,8% en 2005, 8,7% en2006, 17,2% en 2007 y 10,1 en la primera mitad de<strong>2008</strong>. A comienzos del segundo semestre de <strong>2008</strong>el real se depreció fuertemente frente al dólar. Elreal se depreció 31,9% frente al dólar en <strong>2008</strong>. Al 20de mayo de 2009, el real se apreció a R$2,020 porU$S1 representando una apreciación deaproximadamente 13,6% en 2009 a la fecha. El realpodría depreciarse o apreciarse significativamenteen el futuro. Véase “Factores de Riesgo ‐ RiesgosRelacionados con Brasil.”El siguiente cuadro presenta información sobre el tipo de cambio vendedor, expresado en reales pordólar (R$/U$S), correspondiente a los períodos indicados. En el siguiente cuadro se utiliza el tipo de cambiovendedor comercial anterior al 14 de marzo de 2005.(R$/U$S)Máximo Mínimo Promedio(1) Al cierre delejercicioEjercicio finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> ................................................................................................. 2,500 1,559 1,836 2,3372007 ................................................................................................. 2,156 1,733 1,947 1,7712006 ................................................................................................. 2,371 2,059 2,175 2,1382005 ................................................................................................. 2,762 2,163 2,435 2,3412004 ................................................................................................. 3,205 2,654 2,926 2,654Mes:Diciembre de <strong>2008</strong>........................................................................... 2,500 2,337 2,398 2,337Enero de 2009.................................................................................. 2,380 2,189 2,313 2,316Febrero de 2009............................................................................... 2,392 2,245 2,320 2,378Marzo de 2009 ................................................................................. 2,422 2,238 2,313 2,315Abril de 2009.................................................................................... 2,290 2,170 2,202 2,178Mayo de 2009 (hasta el 20 de mayo de 2009) ................................. 2,178 2,020 2,098 2,0<strong>20F</strong>uente: Banco Central de Brasil(1) El tipo de cambio promedio anual representa el promedio de los tipos de cambio al cierre de cada mes del período pertinente. El tipode cambio promedio mensual representa el promedio de los tipos de cambio al cierre de las operaciones de cada día hábil del período.La legislación brasileña establece que,cuando se produzca un grave desequilibrio en labalanza de pagos de Brasil o existan serias razonespara prever un desequilibrio de ese tipo, el gobiernobrasileño podrá imponer restricciones temporarias ala remesa de divisas al exterior. Véase “Factores deRiesgo —Riesgos relacionados con Brasil.”14
Riesgos relacionados con Nuestras OperacionesCaídas substanciales o prolongadas y la volatilidaden los precios internacionales del crudo y de losproductos derivados del petróleo y del gas naturalpodrían tener un efecto negativo significativo ennuestros resultados.La mayor parte de nuestros ingresosproviene de las ventas de crudo y productosderivados del petróleo y, en menor medida, de gasnatural. No tenemos ni tendremos control sobre losfactores que afectan los precios internacionales delcrudo, los productos derivados del petróleo y el gasnatural. El precio promedio del barril de crudoBrent, petróleo de referencia internacional, era deaproximadamente U$S96,99 en <strong>2008</strong>, U$S72,52 en2007 y U$S65,14 en 2006 y el precio del barril decrudo Brent era de U$S41,76 el 30 de abril de 2009.La variación del precio del crudo generalmenteimplica una variación del precio de los productosderivados del petróleo y el gas natural.Históricamente, el precio internacional delcrudo, los productos derivados del petróleo y el gasnatural ha variado ampliamente en función devarios factores. Estos factores incluyen:FACTORES DE RIESGOLa volatilidad e incertidumbre de losprecios internacionales del crudo, los productosderivados del petróleo y el gas natural podríancontinuar. Caídas substanciales o prolongadas de losprecios internacionales del crudo podrían tener unefecto negativo significativo sobre nuestrosnegocios, resultados de las operaciones y situaciónfinanciera, y sobre el valor de nuestras reservasprobadas. Caídas significativas del precio del crudopodrían generar una reducción o modificación denuestro plan de inversiones, y ello podría afectar enforma negativa la estimación de la producción amediano plazo y los cálculos estimativos de reservasen el futuro. Además, nuestro objetivo es que en ellargo plazo nuestra política de precios en Brasilalcance paridad con los precios internacionales delos productos. En general, no ajustamos nuestrosprecios de diesel, gasolina y GLP durante períodosde volatilidad en los mercados internacionales. Enconsecuencia, aumentos significativos rápidos osostenidos en el precio internacional del crudo y delos derivados del petróleo podrían generarmárgenes de downstream más bajos para laempresa y podríamos no obtener todas lasganancias que nuestros competidores obtienen enperíodos de precios internacionales más elevados.• acontecimientos geopolíticos yeconómicos regionales y mundiales enlas regiones productoras de petróleo,especialmente en el Medio Oriente;• la capacidad de la Organización dePaíses Exportadores de Petróleo(OPEP) de establecer y mantener elnivel de producción de crudo ydefender su precio;• oferta y demanda mundiales yregionales de crudo, productosderivados del petróleo y gas natural;• competencia de otras fuentes deenergía;• normativas gubernamentalesnacionales y extranjeras; y• condiciones climáticas.La capacidad para alcanzar nuestros objetivos decrecimiento a largo plazo depende de la capacidadpara descubrir nuevas reservas y desarrollarlas enforma exitosa. Si no lo logramos, es posible que noalcancemos los objetivos a largo plazo deincremento de la producción.La capacidad para lograr nuestros objetivosde crecimiento a largo plazo, incluyendo losdefinidos en nuestro Plan de Negocios 2009‐2013,depende en gran medida de nuestra capacidad paraobtener nuevas concesiones a través de nuevasrondas de licitación y descubrir nuevas reservas ydesarrollar exitosamente las reservas de las que yadisponemos. Será necesario realizar importantesinversiones con el fin de alcanzar los objetivos decrecimiento fijados en nuestro Plan de Negocios2009‐2013, y no podemos garantizar queobtendremos el capital necesario.Además, nuestras ventajas competitivasen las rondas de licitación para la obtención denuevas concesiones en Brasil han disminuido através de los años como resultado de la mayor15
competencia en el sector de petróleo y gas de Brasil.Además, nuestras actividades deexploración nos exponen a los riesgos inherentes ala perforación, incluido el riesgo de no descubrirreservas de crudo o de gas natural comercialmenteexplotables. Los costos de perforación de pozos amenudo son inciertos. Como consecuencia de unagran cantidad de factores fuera de nuestro control(tales como condiciones de perforación imprevistas,desperfectos de los equipos o accidentes, y falta odemora en la disponibilidad de equipos deperforación y la entrega de equipos), lasoperaciones de perforación pueden reducirse,posponerse o cancelarse. Estos riesgos se acentúancuando perforamos en aguas profundas y ultraprofundas. La perforación en aguas profundas yultra profundas representó aproximadamente el35% de los pozos exploratorios que perforamos en<strong>2008</strong>.A menos que nuestras actividades deexploración y desarrollo resulten exitosas oadquiramos propiedades que contengan reservasprobadas, o ambas cosas, y que podamos obtenerel capital necesario para financiar estas actividades,nuestras reservas probadas disminuirán a medidaque se extraigan reservas. Si no logramos teneracceso a nuevas reservas, es posible que noalcancemos nuestras metas de incremento de laproducción para el período 2009‐2013, y losresultados de nuestras operaciones y la situaciónfinanciera podrían verse afectados en formanegativa.La actual crisis financiera mundial y un escenarioeconómico incierto han provocado la caída de losprecios del petróleo que, de continuar, podríadisminuir nuestro flujo de efectivos y dificultar ellogro de nuestros objetivos de crecimientodefinidos en el Plan de Negocios 2009‐2013.La actual crisis financiera mundial y unescenario económico incierto que se agravó duranteel segundo semestre de <strong>2008</strong> han provocado unacaída de la demanda de productos derivados delpetróleo a nivel mundial. Como resultado de ello,los precios de los productos derivados del petróleohan disminuido como así también nuestros flujos defondos. Si el precio del petróleo continúa bajo, esposible que sea necesario modificar los objetivos decrecimiento, especialmente en vista de la reducciónsubstancial de la disponibilidad de crédito en losmercados de capitales. La situación económica yfinanciera mundial podría tener un impactonegativo sobre los terceros con quienes realizamoso podríamos realizar operaciones. Cualquiera deestos factores podría afectar los resultados de lasoperaciones, la situación financiera y la liquidez dela Compañía.No somos propietarios de ninguna reserva de crudoy gas natural del Brasil.Una fuente garantizada de reservas decrudo y gas natural es esencial para que unacompañía de petróleo y gas mantenga la produccióny la generación de ingresos. Por ley, el gobiernobrasileño es propietario de todas las reservas decrudo y de gas natural de Brasil y la concesionaria espropietaria del petróleo y del gas que produce.Gozamos del derecho exclusivo de desarrollarnuestras reservas de acuerdo con los contratos deconcesión que nos ha otorgado el gobiernobrasileño y somos propietarios de los hidrocarburosque producimos conforme a los términos de dichoscontratos, pero si el gobierno brasileño decidierarestringir o cancelar nuestro derecho a explotardichas reservas de crudo y de gas natural, nuestracapacidad para generar ingresos se vería afectadade forma negativa.El cálculo de reservas de crudo y gas naturalimplica un cierto grado de incertidumbre quepodría afectar de manera negativa nuestracapacidad de generar ingresos.Las reservas probadas de crudo y gasnatural presentadas en este informe anualcorresponden a la cantidad estimada de crudo, gasnatural y líquidos de gas natural que datosgeológicos y de ingeniería demuestran conrazonable certeza que se puede extraer deyacimientos conocidos en condiciones económicas yoperativas conocidas (es decir, precios y costos a lafecha en que se realizó el cálculo). Nuestras reservasprobadas desarrolladas de crudo y gas natural sonreservas que puede preverse que serán recuperadasa través de pozos ya perforados, con el equipo yainstalado y con métodos de operación yaestablecidos. Dado que existe incertidumbre alcalcular la cantidad de reservas probadas enrelación con los precios del crudo y gas naturalaplicables a nuestra producción, es posible que seanecesario revisar nuestras estimaciones de reservas.Las revisiones negativas de las estimaciones denuestras reservas podrían disminuir la producción16
futura, y ello podría producir un efecto negativosobre los resultados de nuestras operaciones ynuestra situación financiera.La cantidad de recursos podría no ser suficientepara financiar las futuras actividades deexploración, producción y desarrollo en lassecciones anteriores al estrato de salrecientemente descubiertas.La explotación de nuestrosdescubrimientos de petróleo y gas en las seccionesanteriores al estrato de sal requerirá mayorcantidad de capital, recursos humanos y una ampliagama de servicios petroleros en mar abierto. Uno delos principales desafíos será ampliar la flota deequipos de perforación. La disponibilidad deequipos de perforación existentes es limitada comoasí también la capacidad de los astilleros paraconstruir nuevas unidades de perforación. Nosvemos continuamente obligados a priorizar entrepozos de desarrollo y pozos exploratorios, y esposible que no podamos obtener la cantidad deequipos de perforación necesarios para alcanzarnuestros objetivos de exploración, producción ydesarrollo en relación con las secciones anteriores alestrato de sal.Estamos sujetos a numerosas reglamentaciones deprotección de la salud y medio ambiente que sehan tornado más estrictas en los últimos años ypodrían generar un aumento de las obligaciones ylas inversiones.Nuestras actividades están sujetas alcumplimiento de una amplia variedad de leyes,reglamentos y requisitos de autorización federales,estaduales y locales, relacionados con la protecciónde la salud y del medio ambiente, tanto en Brasilcomo en otras jurisdicciones en las quedesarrollamos actividades. En Brasil, podríamosestar expuestos a sanciones administrativas ypenales, incluyendo advertencias, multas y órdenesde cierre, en caso de incumplimiento de estasreglamentaciones ambientales que, entre otrascosas, limitan o prohíben la emisión o el derrame desustancias tóxicas producidas en relación connuestras operaciones. En años anteriores, hanocurrido derrames de petróleo por los cuales hemossido objeto de multas por parte de variosorganismos ambientales estaduales y federales, dedemandas civiles y penales y de investigaciones.Véase el Item 8. “Información Financiera ‐ ProcesosLegales”. Las reglamentaciones sobre emisiones yeliminación de residuos también pueden exigirnoslimpiar o modernizar nuestras instalaciones a uncosto elevado que podría implicar obligacionessignificativas. El Instituto Brasileiro do MeioAmbiente e dos Recursos Naturais Renováveis(Instituto brasileño del Medio Ambiente y RecursosNaturales Renovables ‐ IBAMA) inspeccionaperiódicamente nuestras plataformas petroleras enla Cuenca Campos, y puede imponer multas yrestricciones a las operaciones u otras sancionescomo resultado de sus inspecciones. Además,estamos sujetos a leyes de protección del medioambiente que nos exigen incurrir en gastossignificativos para subsanar los daños que puedaproducir un proyecto. Estos costos adicionalespueden tener un impacto negativo en larentabilidad de los proyectos que nos proponemosimplementar o, como consecuencia de dichoscostos, tales proyectos pueden no resultareconómicamente viables.Dado que las reglamentacionesambientales son cada vez más rigurosas y queestamos sujetos a nuevas leyes y reglamentacionesrelacionadas con el cambio climático, incluyendocontrol del carbono, es probable que nuestrasinversiones se incrementen significativamente en elfuturo, tanto para cumplir con estasreglamentaciones como para implementar mejorasen nuestras prácticas respecto a la salud, laseguridad y el medio ambiente. Asimismo, debido aque nuestras inversiones están sujetas a laaprobación del gobierno brasileño, el aumento delas inversiones para cumplir con lasreglamentaciones ambientales puede dar lugar auna reducción de nuestra inversión estratégica. Elaumento substancial de los gastos para cumplir conlas reglamentaciones ambientales o la reducción denuestra inversión estratégica podría tener un efectonegativo substancial sobre los resultados denuestras operaciones o nuestra situación financiera.Podríamos incurrir en pérdidas y perder tiempo ydinero en la defensa de litigios y arbitrajespendientes.Actualmente enfrentamos numerososprocesos judiciales civiles, administrativos,ambientales, laborales e impositivos. Se trata dedemandas que involucran montos substanciales dedinero y otras obligaciones. Varios litigiosindividuales representan una parte significativa delmonto total de las demandas. Por ejemplo, sobre la17
ase de que las plataformas de perforación yproducción no pueden clasificarse como buques dealta mar, la Dirección Impositiva de Brasil determinóque las remesas al extranjero para el pago de fletedeberían ser reclasificadas como pago dearrendamiento y estar sujetas a una retenciónimpositiva del 25%. La Dirección Impositiva presentódos determinaciones impositivas en contra de<strong>Petrobras</strong> por la suma total de R$4.372 millones(aproximadamente U$S1.871 millones) al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>. Véase el Item 8. “InformaciónFinanciera ‐ Procesos Legales”.”Si las demandas que involucran un montosubstancial, y para las cuales no constituimosprevisiones, se resolvieran contra nosotros, o si laspérdidas estimadas resultaran ser mucho máselevadas que las previsiones constituidas, el costototal de las decisiones contrarias a nuestrosintereses podría producir un efecto negativosignificativo sobre los resultados de nuestrasoperaciones y nuestra situación financiera. Además,podría ser necesario que nuestro personal directivodedicara tiempo y atención a la defensa de estasdemandas, y ello impediría que se concentrara ennuestros negocios principales. En función delresultado, determinados litigios podrían originarrestricciones en nuestras operaciones y tener unefecto negativo significativo sobre algunos denuestros negocios.Nuestra participación en el mercado de gas naturaly energético brasileño podría no resultar rentable.Durante los últimos cinco años hemosinvertido, en forma individual o junto con otrosinversores, en varias centrales de generacióntermoeléctrica a gas en Brasil. Estas centralestermoeléctricas proporcionan al sistema capacidadde operación sin carga de base y operan con unfactor de utilización promedio bajo. Este factor deutilización bajo tiene un efecto negativo en nuestracapacidad de obtener un retorno de la inversión.La demanda de gas natural también estáafectada por las condiciones económicas generalesy los precios del petróleo. Durante el primertrimestre de 2009, la demanda no termoeléctrica degas natural en Brasil disminuyó 22% en comparacióncon la demanda promedio en <strong>2008</strong>, debidoprincipalmente a una contracción de la actividad enel sector industrial y menores preciosinternacionales del petróleo crudo y productosderivados del petróleo, principales alternativas delgas natural. Nuestros precios de gas natural no seajustan de inmediato a las fluctuaciones del preciointernacional del petróleo crudo y los productosderivados del petróleo, como consecuencia de locual el gas natural puede resultar menoscompetitivo hasta que se ajusta a preciosinternacionales más bajos. Las bajas sostenidas en elmercado brasileño de gas natural podrían tener unefecto adverso substancial en los resultados de lasoperaciones y en la situación financiera de laCompañía.Además, estamos sujetos a multas ypodríamos perder nuestra licencia para venderelectricidad si no pudiéramos cumplir con nuestroscompromisos de entrega de energía a la AgênciaNacional de Energia Elétrica—ANEEL, enteregulador de la energía brasileño, comoconsecuencia de limitaciones en el suministro degas. Existen varios factores que podrían afectarnuestra capacidad de entregar gas a nuestrascentrales termoeléctricas a gas, incluyendo laincapacidad de garantizar el suministro de gasnatural, problemas que afectan nuestrainfraestructura de gas natural, y el aumento de lademanda en el mercado no termoeléctrico. Véase elItem 4. “Información sobre la Compañía – Gas yEnergía – Energía —Ventas de Electricidad” enrelación con una explicación más detallada de estosriesgos.Como resultado de lo expuesto, nuestraparticipación en el mercado de gas natural y en elmercado interno de energía ha generado pérdidasen años anteriores y podría no generar el retornoprevisto.Las fluctuaciones de la moneda podrían tener unefecto negativo substancial sobre los resultados denuestras operaciones y situación financiera, debidoa que la mayor parte de nuestros ingresos es enreales y una gran parte de nuestras deudas es enmoneda extranjera.El impacto de las fluctuaciones del tipo decambio, especialmente del real/dólar, sobrenuestras operaciones es diverso y podría resultarsignificativo. El principal mercado para nuestrosproductos es Brasil y durante los tres últimosejercicios económicos más del 73% de nuestrosingresos ha sido en reales mientras que algunos denuestros gastos operativos y de capital y una parte18
substancial de nuestro endeudamiento son, y seprevé que continuarán siendo, en dólares oindexados al dólar, y en otras monedas extranjeras.Además, durante <strong>2008</strong>, importamos U$S22.000millones en crudo y productos derivados delpetróleo, con precios en dólares. En contrapartida,una porción substancial de nuestros activos líquidosse mantiene en activos denominados en dólaresestadounidenses, o indexados al dólarestadounidense, pero no utilizamos contratos atérmino, swaps y contratos a futuro para compensarel impacto de las variaciones en el valor de lamoneda sobre nuestras operaciones y estadoscontables a causa de su limitada liquidez y su costo.Los últimos estados contables reflejan unaapreciación del real del 11,8%, 8,7% y 17,2% frenteal dólar en 2005, 2006 y 2007, respectivamente, y ladepreciación del real del 31,9% frente al dólar en<strong>2008</strong>. La debilidad del dólar frente a otras monedasen general también ha afectado nuestrosresultados. Al 20 de mayo de 2009, el real secotizaba a R$2,020 por dólar, representando unaapreciación de aproximadamente 13,6% en 2009 ala fecha.Estamos expuestos a aumentos de las tasas deinterés del mercado y, en consecuencia, ello noshace vulnerables al incremento de los costosfinancieros.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>,aproximadamente el 66% (U$S17.956 millones) deltotal de nuestro endeudamiento consistía en deudaa tasa flotante. En razón de consideraciones decostos y análisis de mercado, no hemos cerradocontratos de derivados ni tomado otras medidas decobertura contra el riesgo de suba de las tasas deinterés. En consecuencia, si las tasas de interés delmercado (principalmente la LIBOR) suben, nuestrosgastos financieros aumentarán, y ello podríaproducir un efecto negativo sobre los resultados denuestras operaciones y nuestra situación financiera.No estamos asegurados contra la interrupción delos negocios en relación con nuestras operacionesen Brasil y la mayor parte de nuestros activos noestán asegurados contra guerra o sabotaje.No contamos con cobertura contra lainterrupción de nuestras operaciones en Brasil,incluyendo interrupción de los negocios causada pormedidas tomadas por el personal. Si, por ejemplo,nuestros empleados se declararan en huelga, laconsecuente suspensión de actividades podríaproducir un efecto negativo. Asimismo, la mayoríade nuestros activos no está asegurada contra guerrao sabotaje. En consecuencia, un acto de sabotaje oun incidente operativo que cause una interrupciónde nuestras actividades comerciales podría tener unefecto negativo substancial sobre los resultados denuestras operaciones o nuestra situación financiera.Estamos expuestos a riesgos considerablesrelacionados con nuestras operacionesinternacionales, especialmente en América Latina,Africa Occidental y Medio Oriente.Desarrollamos actividades en diversospaíses, especialmente en América Latina, AfricaOccidental y Medio Oriente, que pueden serinestables en términos políticos, económicos ysociales. Los resultados de las operaciones y lasituación financiera de nuestras subsidiarias enestos países podrían verse afectados en formanegativa por la fluctuación de las economías locales,la inestabilidad política y las medidasgubernamentales relacionadas con la economía, queincluyen:• la imposición de controles decambio o de precios;• la imposición de restricciones a laexportación de hidrocarburos;• las fluctuaciones de la monedalocal;• la nacionalización de las reservasde gas y petróleo, tal comosucedió en los últimos años enVenezuela, Ecuador y Bolivia;• el aumento de la alícuota delimpuesto a las ganancias y sobrela exportación de crudo yproductos derivados del petróleo,tal como sucedió en los últimosaños en Argentina, Venezuela,Ecuador y Bolivia; y• cambios institucionales ycontractuales unilaterales(gubernamentales), incluyendocontroles sobre las inversiones y19
estricciones sobre nuevosproyectos, tal como sucedió en losúltimos años en Venezuela,Ecuador y Bolivia.Si se materializaran uno o más de losriesgos descriptos precedentemente, es posible queperdamos parte o la totalidad de nuestras reservasen el país afectado y no alcancemos nuestrosobjetivos estratégicos en estos países o en nuestrasoperaciones internacionales en su conjunto, y ellopodría producir un efecto adverso significativosobre los resultados de nuestras operaciones ynuestra situación financiera.Entre los países extranjeros en los quedesarrollamos actividades, Argentina es el másimportante, representando al 31 de diciembre de<strong>2008</strong>, el 44,65% del total de nuestra produccióninternacional de crudo y gas natural y el 31,71% denuestras reservas probadas internacionales decrudo y gas natural. El gobierno argentino ha fijadoimpuestos sobre las exportaciones de crudo, gasnatural y productos derivados del petróleo que hanafectado negativamente el resultado de nuestrasoperaciones y nuestra situación financiera. Tambiéndesarrollamos actividades significativas en Bolivia yVenezuela, que representaban al 31 de diciembrede <strong>2008</strong> el 24,32% y el 6,29%, respectivamente, deltotal de nuestra producción internacional enbarriles de petróleo equivalente. Boliviarepresentaba el 31,02% de nuestras reservasprobadas internacionales de crudo y gas natural al31 de diciembre de <strong>2008</strong>. El 25 de enero de 2009,Bolivia adoptó una nueva constitución que prohíbela propiedad privada de los recursos de petróleo ygas del país. A la luz de la nueva constitución, esposible que debamos imputar a pérdida algunas otodas nuestras reservas probadas en Bolivia haciafines del 2009. Para más información relativa anuestras operaciones fuera de Brasil, véase el Item4. "Información sobre la Compañía ‐ Internacional".Riesgos Relacionados con PifCoLas operaciones de PifCo y su capacidad de pago deintereses de la deuda dependen de <strong>Petrobras</strong>.La situación financiera y los resultados delas operaciones de PifCo resultan directamenteafectados por nuestras decisiones. PifCo es unasubsidiaria totalmente controlada por <strong>Petrobras</strong> yha sido constituida en las Islas Caimán comoempresa exenta y de responsabilidad limitada. PifCocompra crudo y productos derivados del petróleo aterceros y los vende a <strong>Petrobras</strong> con un margensobre una base de pagos diferidos. PifCo tambiénnos compra crudo y productos derivados delpetróleo para su venta fuera de Brasil. Enconsecuencia, las actividades y las transaccionesintersegmento y, por lo tanto, la situación financieray los resultados de las operaciones de PifCo estánafectados por las decisiones que toma <strong>Petrobras</strong>.Asimismo, PifCo vende y compra crudo y productosderivados del petróleo a terceros y partesrelacionadas principalmente fuera de Brasil. Lasoperaciones comerciales se desarrollan encondiciones y a precios de mercado. La capacidadde PifCo de pagar los intereses y cancelar su deudadepende de nuestras propias operaciones.El financiamiento de las operaciones dePifCo es aportado por <strong>Petrobras</strong> y por terceros a loscuales suministramos respaldo crediticio. Esterespaldo de las obligaciones de deuda de PifCo serealiza mediante garantías y acuerdos de comprastandby en virtud de los cuales acordamosrecomprar a los tenedores de obligaciones de PifCosu derecho a recibir el pago de PifCo en caso de quePifCo no cumpla con el pago.Nuestra situación financiera y los resultados denuestras operaciones así como el respaldofinanciero que brindamos a PifCo afectandirectamente los resultados de las operaciones dePifCo y su capacidad de pago de intereses de ladeuda. Véase “Riesgos relacionados con NuestrasOperaciones” en relación con una descripción másdetallada de determinados riesgos que podríanproducir un efecto negativo substancial sobre losresultados de nuestras operaciones o sobre nuestrasituación financiera y que, por consiguiente, podríanafectar la capacidad de PifCo para afrontar susobligaciones de deuda.PifCo depende de su capacidad para transferir suscostos financieros a <strong>Petrobras</strong>.La actividad principal de PifCo es comprarcrudo y productos derivados del petróleo paravenderlos a <strong>Petrobras</strong>, tal como se ha descriptoprecedentemente. PifCo regularmente incurre enendeudamiento en relación con estas compras y/ocon la obtención de financiamiento por parte de<strong>Petrobras</strong> o terceros. Todas esas deudas cuentancon el beneficio de una garantía, una obligación decompra standby u otro respaldo de <strong>Petrobras</strong>.20
Históricamente, PifCo nos ha transferido sus costosfinancieros vendiéndonos crudo y productosderivados del petróleo con un margen paracompensar sus costos financieros. Si por algúnmotivo no pudiésemos continuar con esta práctica,ello tendría un efecto negativo substancial en laactividad comercial de PifCo y en su capacidad decumplir con sus obligaciones de deuda a largo plazo.Riesgos Relacionados con la Relación entre<strong>Petrobras</strong> y el Gobierno BrasileñoEs posible que el gobierno brasileño, en calidad deaccionista controlante, disponga que intentemosalcanzar determinados objetivos macroeconómicosy sociales que podrían tener un impacto negativosobre los resultados de nuestras operaciones ynuestra situación financiera.El gobierno brasileño, en calidad deaccionista controlante, ha intentado alcanzar, ypodría intentar alcanzar en el futuro, algunos de susobjetivos macroeconómicos y sociales a través denuestras actividades. En virtud de la ley brasileña, elgobierno brasileño debe ser titular de la mayoría denuestras acciones con derecho a voto y, mientras asísea, el gobierno brasileño tendrá la facultad dedesignar a la mayoría de los miembros del Consejode Administración y, a través de ellos, a la mayoríade los ejecutivos responsables de nuestra gestióndiaria. En consecuencia, es posible que realicemosactividades que prioricen los objetivos del gobiernobrasileño en detrimento de nuestros propiosobjetivos económicos y comerciales.En particular, continuamos cooperandocon el gobierno brasileño para garantizar que elsuministro y los precios del crudo y de los productosderivados del petróleo en Brasil satisfagan lasnecesidades de consumo brasileñas. Enconsecuencia, es posible que realicemosinversiones, incurramos en gastos y participemos deventas en condiciones tales que podrían producir unefecto negativo sobre los resultados de nuestrasoperaciones y nuestra situación financiera. Conanterioridad a enero de 2002, los precios del crudoy los derivados del petróleo eran regulados por elgobierno brasileño, ocasionalmente fijados pordebajo de los precios vigentes en los mercados depetróleo internacionales. No podemos garantizarque futuros gobiernos de Brasil no implementennuevamente controles de precios.Es posible que no podamos obtener financiamientopara algunas de las inversiones proyectadas y estasituación podría tener un efecto negativo sobre losresultados de nuestras operaciones y nuestrasituación financiera.El gobierno brasileño ejerce el controlsobre nuestro presupuesto y establece los límites denuestras inversiones y deudas a largo plazo. Encarácter de entidad controlada por el Estado,debemos presentar para aprobación el proyecto depresupuesto anual al Ministerio de Planeamiento,Presupuesto y Gestión, al Ministerio de Minas yEnergía y al Congreso brasileño. Si el presupuestoaprobado reduce las inversiones propuestas y laobtención de nueva deuda y si no podemos obtenerfinanciamiento que no requiera la aprobación delgobierno brasileño, es posible que no podamosrealizar todas las inversiones previstas, incluidas lasque hemos acordado realizar para ampliar ydesarrollar nuestros yacimientos de petróleo y gasnatural. En caso de no poder efectuar talesinversiones, nuestros resultados operativos ynuestra situación financiera podrían verse afectadosen forma negativa.Riesgos Relacionados con BrasilHistóricamente el gobierno brasileño ha tenido, ycontinúa teniendo, gran influencia sobre laeconomía brasileña. Las condiciones políticas yeconómicas de Brasil tienen un impacto directo ennuestros negocios y podrían tener un impactonegativo substancial sobre los resultados denuestras operaciones y sobre nuestra situaciónfinanciera.Las políticas económicas del gobiernobrasileño podrían tener efectos importantes sobrelas empresas brasileñas, incluida <strong>Petrobras</strong>, y sobrelas condiciones del mercado y los precios de lostítulos brasileños. El resultado de nuestrasoperaciones y nuestra situación financiera podríanverse afectados de forma negativa por los siguientesfactores y por la respuesta del gobierno brasileño aellos:• devaluaciones y otras variacionesdel tipo de cambio;• inflación;• políticas de control de cambio;21
• inestabilidad social;• inestabilidad de precios;• tasas de interés;• liquidez del capital brasileño y delos mercados de crédito;• política impositiva;• política regulatoria para laindustria del petróleo y el gas,incluyendo política de fijación deprecios; y• otros acontecimientos políticos,diplomáticos, sociales yeconómicos en Brasil o queafecten a Brasil.Es posible que resultemos afectadosespecíficamente por determinadas iniciativas deaumento de impuestos sobre nuestras actividadesde exploración y explotación. En junio de 2003, elEstado de Rio de Janeiro sancionó una nueva leyque impuso el pago de un Impuesto EstadualInterno (ICMS) sobre las actividades de exploracióny explotación, incluyendo la importación de equiposde exploración de petróleo y gas. El estado de Riode Janeiro nunca aplicó esta ley y laconstitucionalidad de la misma está siendocuestionada ante la Suprema Corte brasileña(Supremo Tribunal Federal ‐ STF). Si el gobiernoestadual intenta aplicar esta ley y los tribunalesaprueban dicha aplicación, calculamos que el montoque podríamos estar obligados a pagar en conceptode ICMS al Estado de Rio de Janeiro podríaaumentar aproximadamente R$10.700 millones(U$S6.200 millones) por año. Además, se hanpropuesto recientemente varias iniciativas ante elCongreso de Brasil para reformar la legislaciónimpositiva de Brasil y existe el riesgo de que envirtud de las reformas propuestas se aumenten losimpuestos sobre nuestras actividades deexploración y explotación. Debido a laincertidumbre en relación con estas iniciativas, nopodemos cuantificar cuál será nuestra cargaimpositiva si se aprueban las nuevas leyes oreformas.Además, el reciente descubrimiento de unacantidad significativa de reservas de petróleo y gasnatural en la capa geológica anterior al estrato desal de las Cuencas Campos y Santos ha llevado aanalizar posibles cambios en la Ley de Petróleovigente. El gobierno brasileño ha creado un comitéinter‐ministerial para considerar cambiossignificativos en las reglamentaciones relacionadascon las actividades de exploración y producción enáreas ubicadas en la capa geológica anterior alestrato de sal no sujetas a las concesiones vigentes.El comité aún no ha efectuado una recomendaciónformal al gobierno brasileño y no podemos preverlos efectos sobre <strong>Petrobras</strong> de los cambios en la Leyde Petróleo, ni cuándo las nuevas regulacionesentrarán en vigencia. Véase el Item 4. “Informaciónsobre la Compañía—Regulación de la Industria delPetróleo y el Gas en Brasil. Análisis sobre PosiblesCambios a la Ley de Petróleo.”La incertidumbre respecto de si el gobiernobrasileño implementará estos u otros cambios en laspolíticas o reglamentaciones que podrían afectar alos factores antes mencionados o a otros factoresen el futuro, puede generar incertidumbreeconómica en Brasil e incrementar la volatilidad delos mercados de títulos brasileños y de los títulosemitidos en el exterior por empresas brasileñas.Estos cambios en las políticas y reglamentacionespodrían tener un impacto negativo significativosobre los resultados de nuestras operaciones ynuestra situación financiera.La inflación y las medidas del gobierno paracontenerla podrían contribuir significativamente aaumentar la incertidumbre económica en Brasil y lavolatilidad de los mercados de títulos brasileños y,en consecuencia, podrían afectar en formanegativa el valor de mercado de nuestros títulos ynuestra situación financiera.Nuestro principal mercado es Brasil, el cual,en el pasado, ha experimentado periódicamentetasas de inflación sumamente altas. La inflación,conjuntamente con las medidas gubernamentalespara combatirla y con la especulación pública sobrelas medidas futuras a ser tomadas, ha tenidoefectos negativos significativos en la economíabrasileña. Históricamente, las tasas de inflaciónanuales de Brasil han sido altas antes de 1995 yBrasil ha experimentado hiperinflación en el pasado.Las tasas de inflación anuales de Brasil, medidas por22
el Indice Nacional de Precios al Consumidor (IndiceNacional de Preços ao Consumidor Amplo ‐ IPCA),fueron de 3,14% en 2006, 4,46% en 2007 y 5,90% en<strong>2008</strong>. Teniendo en cuenta las altas tasas de inflaciónhistóricas, Brasil podría experimentar niveles másaltos de inflación en el futuro. Los bajos niveles deinflación que se registran desde 1995 podrían nocontinuar registrándose. Medidas gubernamentalesfuturas, incluidas las medidas para ajustar el valordel real, podrían disparar un aumento de lainflación, y ello podría afectar de forma negativanuestra situación financiera.Es posible que los acontecimientos y la percepciónde riesgo en otros países, especialmente en losEstados Unidos y en los países de mercadosemergentes, afecten en forma negativa el preciode mercado de los títulos brasileños, incluyendonuestras acciones y ADSs, y limiten nuestracapacidad para financiar nuestras operaciones.El valor de mercado de los títulos de lascompañías brasileñas se encuentra afectado dediferentes maneras por las condiciones económicasy de mercado de otros países, incluyendo losEstados Unidos y otros países latinoamericanos y demercados emergentes. Si bien las condicioneseconómicas de estos países pueden diferirsignificativamente de las condiciones económicasexistentes en Brasil, las reacciones de los inversoresa los acontecimientos en estos países podrían tenerun efecto negativo sobre el valor de los títulos deemisores brasileños. Las crisis en otros países o laspolíticas económicas de otros países podríandisminuir el interés de los inversores en los títulosde emisores brasileños. Ello podría afectar demanera negativa el precio de mercado de nuestrasacciones y ADSs, y limitar nuestra capacidad parafinanciar nuestras operaciones.La reciente crisis financiera mundial hatenido consecuencias significativas en todo elmundo, incluyendo Brasil, como por ejemplo lavolatilidad en el mercado accionario y de crédito,falta de disponibilidad de crédito, mayores tasas deinterés, una contracción general de la economíamundial, volatilidad del tipo de cambio y presióninflacionaria, entre otras consecuencias, que afectany podrían continuar afectando negativamente, enforma directa o indirecta, los resultados de nuestrasoperaciones, nuestra situación financiera y el preciode los títulos emitidos por compañías brasileñas.Riesgos Relacionados con Nuestras Acciones yTítulos de DeudaLa dimensión, volatilidad, liquidez y/o regulaciónde los mercados de valores brasileños podríanlimitar la capacidad de los tenedores de ADSs devender las acciones ordinarias o preferidassubyacentes a nuestras ADSs.Las acciones de <strong>Petrobras</strong> se encuentranentre las más líquidas de la Bolsa de Valores de SãoPaulo (Bovespa) pero, en general, los mercados devalores brasileños son más pequeños, más volátilesy menos líquidos que los principales mercados devalores de los E.E.U.U. y otras jurisdicciones, ypueden no estar regulados de la forma en que estánacostumbrados los inversores de los E.E.U.U. Losfactores que pueden afectar en forma específica losmercados de valores brasileños pueden limitar lacapacidad de los tenedores de vender, en elmomento y al precio deseado, las accionesordinarias o preferidas subyacentes a nuestrasADSs.Es posible que el mercado para las obligaciones dePifCo no sea líquido.Algunas de las obligaciones de PifCo nocotizan en ningún mercado de valores ni a través deningún sistema electrónico de cotización. Nopodemos dar ninguna garantía sobre la liquidez delas obligaciones de PifCo ni sobre la existencia demercados en que se negocien. No podemosgarantizar que los tenedores de obligaciones dePifCo puedan venderlas en el futuro. Si no sedesarrolla un mercado para las obligaciones dePifCo, es posible que sus tenedores no puedanvenderlas durante un período prolongado, si es quealguna vez pueden hacerlo.Es posible que los tenedores de ADSs no puedanejercer los derechos de suscripción preferenterespecto de las acciones ordinarias y preferidassubyacentes a las ADSs.Es posible que los tenedores de ADSsradicados en los Estados Unidos no puedan ejercerlos derechos de suscripción preferente relacionadoscon las acciones ordinarias y las acciones preferidassubyacentes a las ADSs a menos que se encuentrevigente una declaración de registro en virtud de laLey de Títulos‐Valores de los Estados Unidos enrelación con tales derechos o se encuentredisponible una exención de los requisitos de registro23
de la Ley de Títulos‐Valores. No estamos obligados apresentar una declaración de registro respecto delas acciones ordinarias y preferidas en relación contales derechos de suscripción preferente y, por lotanto, es posible que no presentemos dichadeclaración de registro. Si no se presenta unadeclaración de registro y no existe una exención deregistro, JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad dedepositario, intentará vender los derechos desuscripción preferente y los tenedores de ADSstendrán derecho a recibir el producido de la venta.Sin embargo, los derechos de suscripción preferentecaducarán si el depositario no puede venderlos. Enrelación con una descripción más completa de losderechos de suscripción preferente en relación conlas acciones ordinarias o preferidas, véase el Item10. “Información Adicional ‐ Acta Constitutiva yEstatutos de <strong>Petrobras</strong> ‐ Derechos de SuscripciónPreferente”.Las restricciones al envío de capitales al exteriorimpuestas en el Brasil podrían afectar la capacidadde los tenedores de ADSs de cobrar dividendos ydistribuciones, y el producido de cualquier venta deacciones ordinarias o preferidas subyacentes a lasADSs, como así también la capacidad para cumplircon las obligaciones de deuda, incluyendo lasgarantías y los acuerdos de compra standby quehemos celebrado en respaldo de las obligacionesde PifCo.El gobierno brasileño podría establecerrestricciones temporarias a la conversión demoneda brasileña en moneda extranjera y a laremesa a inversores extranjeros del producido desus inversiones en Brasil. La legislación brasileñapermite que el gobierno establezca estasrestricciones toda vez que se produzca un gravedesequilibrio en la balanza de pagos de Brasil oexistan razones para prever un desequilibrio de esetipo.El gobierno brasileño impuso restriccionesa las remesas durante aproximadamente seis mesesen 1990 y podría decidir tomar medidas similares enel futuro. Si se establecieran restricciones de estetipo, las mismas afectarían o impedirían laconversión de reales a dólares de los dividendos, lasdistribuciones o el producido de la venta deacciones ordinarias o preferidas, y la remesa alexterior de los dólares. En ese caso, el depositariode las ADSs mantendrá en su poder los reales queno pueda convertir a cuenta de los tenedores de lasADSs, a los que no se les pagó. El depositario noinvertirá los reales y no será responsable de losintereses.Si se establecieran restricciones de estetipo, las mismas afectarían o impedirían también laconversión de reales a dólares de los pagos envirtud de garantías y acuerdos de compra standbycelebrados en respaldo de las obligaciones de PifCoy el envío de dólares estadounidenses al exterior. Encaso de que los tenedores de obligaciones de PifCoreciban pagos en reales correspondientes al montoen dólares equivalente adeudado en virtud de lasobligaciones de PifCo, no será posible convertirestos montos a dólares. Si se establecieran estasrestricciones, las mismas podrían tambiénimpedirnos poner fondos a disposición de PifCo endólares en el exterior, en cuyo caso es posible quePifCo no cuente con fondos en dólares disponiblessuficientes para pagar sus obligaciones de deuda.Además, el pago de dividendos y otrasdistribuciones a los accionistas y los pagos en virtudde las garantías y acuerdos de compra standby de<strong>Petrobras</strong> en relación con las obligaciones de PifCono requieren la aprobación por parte del BancoCentral de Brasil ni el registro en el mismo. Noobstante ello, es posible que el Banco Central deBrasil imponga requisitos de aprobación previacuando se envíen dólares al exterior, lo que podríacausar demoras en dichos pagos.Si el tenedor canjea los ADSs de <strong>Petrobras</strong> poracciones ordinarias o preferidas, corre el riesgo deperder la capacidad de remitir moneda extranjeraal exterior y perder el derecho a las ventajasimpositivas de Brasil.El custodio brasileño de nuestras accionesordinarias o preferidas subyacentes a nuestras ADSsdebe obtener un certificado de registro del BancoCentral de Brasil para tener derecho a remitirdólares estadounidenses al exterior, en pago dedividendos y otras distribuciones relacionadas condichas acciones o con la venta de las accionesordinarias o preferidas. Si el tenedor decide canjearsus ADSs por las acciones ordinarias o preferidassubyacentes, el certificado de registro del custodiotendrá vigencia durante cinco días hábiles en Brasilcontados a partir del día del canje. Una veztranscurrido ese plazo, es posible que el tenedor nopueda obtener dólares y remitirlos al exterior por laventa de sus acciones ordinarias o preferidas, o las24
distribuciones relacionadas con las accionesordinarias o preferidas, a menos que obtenga supropio certificado de registro, o se registreconforme a la Resolución Nº 2.689 del 26 de enerode 2000 del Conselho Monetário Nacional (ConsejoMonetario Nacional), que permite que losinversores extranjeros registrados compren yvendan acciones en la Bolsa de Valores de SãoPaulo. Además, si el tenedor no obtiene uncertificado de registro o no se registra conforme a laResolución Nº 2.689, es posible que esté sujeto a untratamiento impositivo menos favorable respecto alas ganancias sobre las acciones ordinarias opreferidas.Si intentara obtener su propio certificadode registro, el tenedor podría incurrir en gastos osufrir retrasos en el proceso de solicitud, lo quepodría demorar la recepción de dividendos odistribuciones relacionados con las accionesordinarias o preferidas o el retorno de su capital asu debido tiempo. El certificado de registro delcustodio o cualquier registro de capital extranjeroque obtenga el tenedor, podría verse afectado pormodificaciones futuras en la legislación o lanormativa, y no podemos garantizar que no seestablezcan en el futuro otras restricciones queafecten a los tenedores, a la venta de las accionesordinarias o preferidas subyacentes o a larepatriación del producido de la venta.Los tenedores de ADSs podrían enfrentardificultades al proteger sus intereses.Nuestros asuntos corporativos estánregidos por nuestros Estatutos y por la Ley deSociedades de Brasil que difieren de los principiosjurídicos que nos regirían si nuestra empresaestuviera constituida en una jurisdicción de losEstados Unidos o en otra jurisdicción fuera de Brasil.Además, los derechos de los tenedores de ADSs,que derivan de los derechos de los tenedores denuestras acciones ordinarias o preferidas, segúncorresponda, a proteger sus intereses contramedidas tomadas por nuestro Consejo deAdministración son diferentes en virtud de la Ley deSociedades de Brasil respecto de otras leyes deotras jurisdicciones. Además, la normativa contra lautilización de información privilegiada y el usufructoen provecho propio y la preservación de losintereses de los accionistas pueden ser más difusasy menos rígidamente aplicadas en Brasil que en losEstados Unidos. Además, los accionistas desociedades brasileñas no cuentan con legitimaciónpara iniciar una acción de clase (class action).<strong>Petrobras</strong> es una sociedad controlada porel Estado, constituida conforme a las leyesbrasileñas y todos sus consejeros y ejecutivosresiden en Brasil. Prácticamente todos sus activos ylos de sus consejeros y ejecutivos se encuentran enBrasil. Por consiguiente, es posible que losinversores no puedan notificar actos procesales a<strong>Petrobras</strong> o a sus consejeros y ejecutivos en losEstados Unidos o en otra jurisdicción fuera de Brasil,o exigir el cumplimiento de sentencias dictadas encontra de <strong>Petrobras</strong> o en contra de sus ejecutivos oconsejeros en los Estados Unidos u otrasjurisdicciones fuera de Brasil. Debido a que elcumplimiento de las sentencias dictadas por lostribunales civiles de los Estados Unidos basadas enlas leyes federales de títulos de los Estados Unidossólo puede exigirse en Brasil si se cumplendeterminados requisitos, es posible que lostenedores de ADSs enfrenten más dificultades alproteger sus intereses en procesos contra <strong>Petrobras</strong>o contra sus ejecutivos o consejeros, que las queenfrentarían accionistas de una compañíaconstituida en un estado u otra jurisdicción de losEstados Unidos.Los tenedores de nuestras ADSs podrían enfrentardificultades en el ejercicio de los derechos a voto ylas acciones preferidas y las ADSs que representanacciones preferidas en general no otorgan altenedor de ADSs derecho a voto.El tenedor de ADSs podría enfrentardificultades al ejercer algunos de sus derechos encalidad de accionista si es tenedor de nuestras ADSsy no de las acciones subyacentes. Por ejemplo, encaso de que no proporcionemos al depositario elmaterial para votar en forma puntual, es posibleque el tenedor no pueda votar impartiendoinstrucciones al depositario de cómo votar en surepresentación.Además, una parte de nuestras ADSsrepresenta acciones preferidas. Conforme a lalegislación brasileña y a nuestros Estatutos, lostenedores de acciones preferidas, en general, notienen derecho a voto en las asambleas. Estosignifica, entre otras cosas, que los tenedores deADSs que representan acciones preferidas no tienenderecho a voto cuando se trata de transacciones odecisiones importantes de la Compañía. Véase el25
Item 10. “Información Adicional ‐ Acta Constitutiva yEstatutos ‐ Derecho a Voto” en relación con unadescripción más detallada sobre el derecho a votolimitado de nuestras acciones preferidas.Exigir el cumplimiento de nuestras obligaciones envirtud del acuerdo de compra standby podría llevarmás de lo previsto.Hemos celebrado un acuerdo de comprastandby para respaldar las obligaciones de PifCoderivadas de sus obligaciones y contratos defideicomiso. Nuestra obligación de comprar a lostenedores de obligaciones de PifCo los montosimpagos de capital, intereses y cualquier otro montoadeudado en virtud de las obligaciones y contratosde fideicomiso de PifCo está sujeta a ciertaslimitaciones, independientemente de si estosmontos se adeudan al vencimiento de lasobligaciones de PifCo o no.Nuestro asesor nos informó que laejecución contra <strong>Petrobras</strong> del acuerdo de comprastandby en Brasil, si fuera necesario, requerirá unproceso judicial que, a pesar de ser similar, tienealgunas diferencias procesales con los aplicablespara ejecutar una garantía y, en consecuencia, laejecución del acuerdo de compra standby podríallevar más tiempo que la ejecución de una garantía.Es posible que se exija a <strong>Petrobras</strong> efectuarexclusivamente en reales el pago dispuesto envirtud de decisiones judiciales de los tribunalesbrasileños que exijan el cumplimiento de nuestrasobligaciones en virtud de la garantía y del acuerdode compra standby relacionado con lasobligaciones de PifCo.Si se entablara en Brasil un juicio paraexigir el cumplimiento de nuestras obligaciones envirtud de la garantía o del acuerdo de comprastandby relacionado con las obligaciones de PifCo,se nos exigiría cancelar nuestras obligaciones sóloen reales. De acuerdo con las normas de control decambio brasileñas, la obligación de pagar una sumade dinero en una moneda que no sea el real, apagarse en Brasil en virtud de la decisión de untribunal brasileño, puede cancelarse en reales altipo de cambio determinado por el Banco Centraldel Brasil, vigente el día del pago.Si se determina que estamos sujetos a las leyes dequiebras de los EE.UU. y que el otorgamiento de lagarantía y el acuerdo de compra standby pornuestra parte fue una operación fraudulenta, esposible que los tenedores de obligaciones de PifCono puedan iniciar una demanda en contra nuestra.La obligación de PifCo de realizar pagos enrelación con las obligaciones de PifCo estárespaldada por nuestra obligación en virtud de lagarantía o el acuerdo de compra standby. Nuestroasesor externo en los Estados Unidos nos hanotificado que la garantía y el acuerdo de comprastandby son válidos y oponibles en virtud de lasleyes del Estado de Nueva York y los Estados Unidos.Además, nuestro asesor legal general nos hainformado que las leyes brasileñas no impiden quela garantía y el acuerdo de compra standby seanválidos, vinculantes y oponibles contra <strong>Petrobras</strong> deacuerdo con sus términos. Si se aplicaran a lagarantía y al acuerdo de compra standby las leyesfederales de los EE.UU. relativas a operacionesfraudulentas, o leyes similares y, al momento delotorgamiento de la garantía o el acuerdo de comprastandby, nosotros:• éramos o fuéramos insolventes odeclarados insolventes en razónde haber otorgado dicha garantíao acuerdo de compra standby;• estábamos o estuviéramosinvolucrados en negocios otransacciones para los cuales losactivos que permanecen ennuestro poder constituyeran uncapital excesivamente pequeño; o• teníamos la intención de incurrir oincurrimos, o consideráramos oconsideramos que incurriríamos,en deudas que superarían nuestracapacidad de pago al momento desu vencimiento; y• en cada caso, teníamos laintención de recibir o recibimos unvalor inferior al razonablementeequivalente o a lacontraprestación justa en talsentido,entonces, nuestras obligaciones en virtud de lagarantía y del acuerdo de compra standby podríaneludirse o las demandas relacionadas con dicho26
acuerdo podrían supeditarse a las demandas deotros acreedores. Entre otras cosas, unaimpugnación legal de la garantía y del acuerdo decompra standby fundamentada en operacionesfraudulentas podría enfocarse en los beneficios, silos hubiera, que obtuvimos como resultado de laemisión de dichas obligaciones por parte de PifCo. Sise considerara que la garantía y el acuerdo decompra standby constituyen operacionesfraudulentas o inoponibles por cualquier otra razón,los tenedores de las obligaciones de PifCo nopodrían entablar una demanda en nuestra contra envirtud de la garantía y del acuerdo de comprastandby y sólo podrían entablarla contra PifCo. Nopodemos garantizar que, después de responder atodas las demandas previas, el capital serásuficiente para satisfacer las demandas de lostenedores de obligaciones de PifCo en relación conlas partes eludidas de la garantía y del acuerdo decompra standby.Item 4. Información sobre la CompañíaHistoria y DesarrolloPetróleo Brasileiro S.A. ‐ PETROBRAS ‐ se constituyóen 1953 con el fin de desarrollar las actividadesrelacionadas con hidrocarburos del gobiernobrasileño. Iniciamos nuestras operaciones en 1954 ydurante aproximadamente cuarenta años llevamosa cabo actividades relativas a la producción yrefinación de petróleo crudo y gas natural en Brasilen representación del gobierno.En la década del 90, como consecuencia deuna serie de medidas legislativas, el estadobrasileño renunció al monopolio sobre lasactividades de petróleo y gas. El 9 de noviembre de1995, en virtud de una reforma constitucional, elgobierno brasileño fue autorizado a contratarcompañías públicas y privadas para llevar a caboactividades relacionadas con los segmentosupstream y downstream del sector del petróleo ygas brasileño. El 6 de agosto de 1997, Brasilpromulgó la Ley de Petróleo (Ley N° 9.478) queestableció la competencia en los mercadosbrasileños de crudo, productos derivados delpetróleo y gas natural. Con vigencia a partir del 2 deenero de 2002, Brasil desreguló los precios delcrudo, los productos derivados del petróleo y el gasnatural. Véase “Regulación de la Industria delPetróleo y el Gas en Brasil ‐ Regulación de Precios.”La Compañía negocia sus accionesordinarias y preferidas en la Bolsa de São Paulodesde 1968. <strong>Petrobras</strong> se constituyó como unacompañía controlada por el estado de conformidadcon la Ley N° 2.004 (vigente el 3 de octubre de1953), y el paquete mayoritario de nuestro capitalaccionario con derecho a voto debe ser propiedaddel gobierno federal de Brasil, un estado o unamunicipalidad. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, elgobierno brasileño era titular del 32,2% de nuestrasacciones en circulación y del 55,7% de nuestrasacciones con derecho a voto. Operamos a través desubsidiarias, joint ventures, y compañías asociadasestablecidas en Brasil y en muchos otros países.Nuestra sede social se encuentra ubicada enAvenida Republica do Chile 65, 20031‐912 Rio deJaneiro, RJ, Brasil y nuestro teléfono es (55‐21)3224‐4477.Descripción General del GrupoSomos una empresa integrada de petróleoy gas, la más grande de Brasil y una de las másgrandes de América Latina en términos de ingresos.Debido al legado recibido como único ex proveedorde crudo y productos derivados del petróleo deBrasil y nuestro continuo compromiso con eldesarrollo y el crecimiento, operamos la mayoría delos yacimientos de petróleo y gas de Brasil ytenemos una amplia base de reservas probadas yuna infraestructura operativa totalmentedesarrollada. En <strong>2008</strong>, nuestra producciónpromedio diaria interna de hidrocarburos era de2.176 mboe/d, representando aproximadamente el98,5% de la producción total de Brasil. Más del 84%de nuestras reservas probadas se encuentran enyacimientos grandes, contiguos y altamenteproductivos en la Cuenca Campos en mar abierto, loque nos permite concentrar nuestra infraestructuraoperativa y limitar los costos de exploración,desarrollo y producción. Durante 40 años dededicación al desarrollo de cuencas en mar abiertoen Brasil hemos desarrollado especial experienciaen exploración y producción en aguas profundas,aplicada tanto en Brasil como en otras áreaspetroleras en mar abierto.Operamos básicamente toda la capacidadde refinación de Brasil. La mayoría de nuestrasrefinerías se encuentra ubicada en el sudeste de27
Brasil, en los mercados más poblados eindustrializados del país y contiguos a la CuencaCampos de donde proviene la mayoría de nuestrocrudo. Nuestra capacidad de refinación interna de1.942 mbbl/d está bien equilibrada con nuestraproducción interna de crudo de 1.787 mbbl/d y conla venta de productos derivados del petróleo a losmercados internos de 1.748 mbbl/d. Participamostambién en la producción de productospetroquímicos y fertilizantes. Somos distribuidoresde productos derivados del petróleo a mayoristas através de nuestra propia red minorista “BR”.Participamos en la mayoría de lossegmentos del mercado de gas natural brasileño.Este mercado se ha visto limitado por el nivel deproducción interna de gas y nuestra infraestructurade transporte y distribución. Prevemos uncrecimiento de nuestras actividades relacionadascon el gas natural cuando ampliemos nuestraproducción de gas asociado y no asociado,principalmente proveniente de yacimientos en marabierto en las Cuencas Campos, Espírito Santo ySantos, y ampliemos la infraestructura detransporte de gas de Brasil. Utilizamos lasterminales de GNL para satisfacer la demanda ydiversificar nuestra oferta. Participamos también enel mercado de energía local principalmente a travésde nuestras inversiones en centrales termoeléctricasde generación a gas.A nivel internacional, operamos en 23países. En América Latina, nuestras operacionesabarcan desde exploración y producción hastarefinación, comercialización, servicios minoristas ygasoductos. En América del Norte, producimospetróleo y gas y contamos con operaciones derefinación en los Estados Unidos. En Africa,producimos petróleo en Angola y Nigeria, y en Asiatenemos operaciones de refinación en Japón. Enotros países llevamos a cabo exclusivamenteactividades de exploración de petróleo y gas.Nuestras actividades comprenden cincosegmentos de negocio:• Exploración y Producción: exploración,desarrollo y producción de petróleo ygas en Brasil;• Suministro: actividades dedownstream en Brasil, incluyendo,refinación, exportaciones eimportaciones de productos derivadosdel petróleo y de crudo, productospetroquímicos y fertilizantes en Brasil;• Distribución: distribución de productosderivados del petróleo a mayoristas y através de nuestra red minorista “BR”en Brasil;• Gas y Energía: transporte ydistribución de gas, generacióneléctrica mediante la utilización de gasnatural y fuentes de energíarenovables y operaciones relacionadascon biocombustibles en Brasil; e• Internacional: exploración yproducción, suministro (actividades dedownstream, incluyendo, refinación,productos petroquímicos yfertilizantes), distribución yoperaciones relacionadas con el gasnatural y la energía fuera de Brasil.28
El siguiente cuadro describe información clave correspondiente a cada segmento de negocio en <strong>2008</strong>:Exploración yProducción Suministro Distribución Gas y Energía Internacional Corporativo(1) Eliminaciones(millones de U$S)Ingresos operativos59.024 96.202 30.892 8.802 10.940 − (87.603) 118.257netos ...............................Resultados antes departicipacionesminoritarias eimpuesto a lasganancias......................... 31.657 (2.956) 1.245 (504) (605) (1.986) 141 26.992Total activo al 31 dediciembre ........................ 51.326 27.521 4.775 14.993 13.439 17.583 (3.942) 125.695Inversiones ...................... 14.293 7.234 309 4.256 2.908 874 − 29.874(1) El segmento Corporativo incluye las actividades de financiación de la Compañía no atribuidas a otros segmentos, incluyendo laadministración financiera corporativa, gastos generales administrativos centrales y gastos actuariales relacionados con los planes depensión y salud de la Compañía para participantes inactivos.<strong>2008</strong>Total delGrupoEl siguiente cuadro describe nuestra producción de petróleo crudo y gas natural por área geográfica en<strong>2008</strong>, 2007 y 2006:Petróleo(mbbl/d)<strong>2008</strong> 2007 2006GasNatural(mmcf/d)Total (mboe/d)Petróleo(mbbl/d)Gas Natural(mmcf/d)Total (mboe/d)Petróleo(mbbl/d)GasNatural(mmcf/d)Total (mboe/d)Brasil:Mar abierto:Cuenca Campos .............. 1.546,8 824,9 1.684,3 1.475,3 750,0 1.600,3 1.468,3 759,1 1.594,9Otros............................... 86,5 499,5 169,7 87,8 281,8 134,8 77,4 256,5 120,1Total mar abierto............ 1.633,3 1.324,4 1.854,0 1.563,1 1.031,8 1.735,1 1.545,7 1.015,6 1.715,0En tierra ............................ 221,3 603,1 321,8 229,0 605,0 329,8 232,0 644,0 339,3Total Brasil(1) ........................ 1.854,6 1.927,5 2.175,8 1.792,1 1.636,8 2.064,9 1.777,7 1.659,6 2.054,3Internacional:Argentina........................ 51,8 289,9 100,0 54,4 285,7 102,0 62,1 274,9 107,9Bolivia ............................. 8,4 276,4 54,5 9,3 307,3 60,5 8,9 288,9 57,0Colombia......................... 15,3 0,8 15,5 16,6 0,1 16,6 16,8 0,2 16,9Ecuador........................... 11,4 0,0 11,4 10,4 0,0 10,4 11,9 0,0 11,9Perú ................................ 14,1 11,9 16,1 13,3 10,9 15,1 12,7 10,9 14,6Venezuela ....................... 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,5 4,3 11,2Estados Unidos ............... 1,9 15,7 4,5 4,7 40,8 11,5 1,4 15,9 4,0Angola............................. 2,6 0,0 2,6 3,6 0,0 3,6 5,3 0,0 5,3Nigeria ............................ 5,3 0,0 5,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Total Internacional ................ 110,8 594,7 209,9 112,3 644,8 219,7 129.6 595,1 228,8Total producciónconsolidada ........................... 1.965,4 2.522,2 2.385,7 1.904,4 2.281,6 2.285,2 1.907,3 2.254,7 2.283,1Filiales y Afiliadas noconsolidadas: (2)Venezuela ....................... 12,8 7,8 14,1 13,9 11,5 15,9 12,6 11,5 14,4Producción Mundial ............. 1.978,2 2.530,0 2.399,8 1.918,3 2.293,1 2.300,5 1.919,9 2.266,2 2.297,5(1) Las cifras correspondientes a la producción brasileña incluyen volúmenes de gas reinyectado, que no se encuentran incluidos en lascifras de nuestras reservas probadas.(2) Compañías en las que <strong>Petrobras</strong> es titular de una participación minoritaria.29
Los siguientes cuadros describen nuestras reservas netas probadas estimadas desarrolladas y nodesarrolladas de petróleo crudo y gas natural por región al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>:Reservas de Petróleo CrudoDesarrolladas No Desarrolladas Total(millones de barriles)Brasil:Mar Abierto:Cuenca Campos ........................................................ 4.802,2 3.066,5 7.868,7Otras ......................................................................... 116,7 107,1 223,8Total mar abierto ...................................................... 4.918,9 3.173,6 8.092,5En tierra ...................................................................... 427,6 196,2 623,8Total Brasil..................................................................... 5.346,5 3.369,8 8.716,3Internacional:Argentina .................................................................... 90,3 27,5 117,8Bolivia ......................................................................... 28,7 7,4 36,1Colombia..................................................................... 18,3 10,3 28,6Ecuador ....................................................................... 5,7 0,6 6,3Perú............................................................................. 46,0 54,1 100,1Estados Unidos............................................................ 5,9 9,6 15,5Angola......................................................................... 1,2 0,0 1,2Nigeria......................................................................... 14,8 68,8 83,6Total Internacional ........................................................ 210,9 178,3 389,2Grupo ............................................................................ 5.557,4 3.548,1 9.105,5Filiales y afiliadas no consolidadas (1):Venezuela ................................................................... 27,6 21,6 49,2(1) Compañías en las que <strong>Petrobras</strong> es titular de una participación minoritaria.Reservas de Gas NaturalDesarrolladas No Desarrolladas Total(miles de millones de pies cúbicos)Brasil:Mar Abierto:Cuenca Campos ....................................................... 2.610,3 2.005,9 4.616,2Otras ........................................................................ 1.168,2 1.680,5 2.848,7Total mar abierto ..................................................... 3.778,5 3.686,4 7.464,9En tierra ..................................................................... 1.291,4 589,7 1.881,1Total Brasil.................................................................... 5.069,9 4.276,1 9.346,0Internacional:Argentina ................................................................... 555,4 481,8 1.037,1Bolivia ........................................................................ 1.040,8 448,8 1.489,6Colombia.................................................................... 0,6 0,5 1,1Ecuador ...................................................................... 1,4 0,3 1,8Nigeria........................................................................ 25,6 1,3 26,9Perú............................................................................ 63,2 47,5 110,7Estados Unidos........................................................... 67,9 58,3 126,2Total Internacional ....................................................... 1.754,9 1.038,5 2.793,4Grupo ........................................................................... 6.824,8 5.314,6 12.139,4Filiales y afiliadas no consolidadas (1):Venezuela .................................................................. 47,3 28,4 75,7(1) Compañías en las que <strong>Petrobras</strong> es titular de una participación minoritaria.Calculamos las reservas en base apronósticos de producción en yacimientos, quedependen de una serie de parámetros técnicos,tales como interpretación sísmica, mapasgeológicos, pruebas de pozos y datos económicos.Todas las estimaciones de reservas implican uncierto grado de incertidumbre. La incertidumbredepende principalmente de la cantidad de datosgeológicos y de ingeniería confiables disponibles almomento de la estimación e interpretación de los30
datos. En consecuencia, nuestras estimaciones serealizan utilizando los datos más confiables almomento de la estimación, de conformidad con lasmejores prácticas de la industria del petróleo y delgas. DeGolyer and MacNaughton (D&M) ha revisadoy certificado el 94% de nuestras estimaciones dereservas probadas internas de petróleo crudo,condensado y gas natural al 31 de diciembre de<strong>2008</strong>. Las estimaciones para la obtención de lacertificación se realizaron de acuerdo con la Norma4‐10 de la Reglamentación S‐X de la SEC. Véase“Información Complementaria relativa a lasActividades de Producción de Petróleo y Gas” apartir de la página F‐138 en relación con unadescripción de nuestras reservas probadas.Las declaraciones contenidas en este Item4 en relación con los proyectos de exploración ydesarrollo y las estimaciones de producciónconstituyen declaraciones sobre hechos futuros yestán sujetas a riesgos significativos eincertidumbre. A pesar de que consideramos quelas expectativas reflejadas en las declaracionessobre hechos futuros son razonables, no podemosgarantizar que nuestros niveles reales de actividad,producción o rendimiento cumplirán estasexpectativas. Véase el Item 3. “Información Clave ‐Factores de Riesgo.”Exploración y ProducciónLas actividades de exploración yproducción de petróleo y gas en Brasil constituyenel principal componente de la cartera de negociosde nuestra compañía. En 1970, nuestra producciónde crudo, condensado y líquidos de gas natural enBrasil ascendió a 164 mbbl/d. Incrementamos laproducción a 181 mbbl/d en 1980, 654 mbbl/d en1990, 1.271 mbbl/d en 2000 y 1.855 mbbl/d en<strong>2008</strong>. En 1974 realizamos nuestro primerdescubrimiento en la Cuenca Campos, mar adentroen Brasil, la cual actualmente representa más del84% de nuestras reservas probadas. Nuestroobjetivo es crecer en reservas y producción depetróleo y gas en forma sustentable y serreconocidos por la excelencia en las operaciones deExploración y Producción. Nuestros principalesobjetivos son:• explorar y desarrollar recursospetroleros en aguas cada vez másprofundas en la Cuenca Campos;• explorar y desarrollar dos de las otrascuencas mar adentro másprometedoras de Brasil: Espírito Santo(crudo liviano, crudo pesado y gas) ySantos (gas y crudo liviano);• desarrollar recursos de gas en laCuenca Santos y en otras áreas con elfin de satisfacer la creciente demandabrasileña de gas y aumentar laproducción interna de gas para cubrirdicha demanda;• explorar y desarrollar las seccionesanteriores al estrato de salpotencialmente importantes que seencuentran debajo de las CuencasEspírito Santo, Campos y Santos; y• mantener y aumentar la producción delos yacimientos en tierra a través deactividades de perforación yoperaciones de mejora del nivel derecuperación de crudo.En las áreas nuevas, generalmente secomienza con actividades de investigación geológicay de sísmica, seguidas de perforacionesexploratorias. Cuando los resultados son exitosos,continuamos con pruebas de pozos de alcanceextendido, perforaciones de desarrollo y producciónpiloto, que generalmente implican la realización deimportantes inversiones. Generalmente lleva variosaños lograr que el éxito de las actividades deexploración se vea reflejado en mayores reservas yproducción.Durante <strong>2008</strong>, nuestra producción depetróleo y gas en Brasil alcanzó un promedio de2.176 mboe/d, de los cuales el 85% correspondió apetróleo y el 15% a gas natural. Al 31 de diciembrede <strong>2008</strong>, nuestras reservas netas probadasestimadas de petróleo y gas en Brasil ascendían aaproximadamente 10.300 mmboe, de los cuales el85% correspondía a petróleo y el 15% a gas natural.Brasil aportó el 91% de nuestra producción mundialen <strong>2008</strong> y representó el 92% de nuestras reservasmundiales al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> sobre unabase de barriles de petróleo equivalente.Históricamente, aproximadamente el 85% denuestra producción total en Brasil ha sido depetróleo; en el futuro, proyectamos aumentar31
nuestra participación de gas natural a fin desatisfacer la creciente demanda.Los yacimientos de petróleo más ricos deBrasil se encuentran ubicados en mar abierto, lamayoría en aguas profundas. A partir de 1971, añoen el que iniciamos las actividades de exploraciónen la Cuenca Campos, hemos desarrolladoactividades en dichas aguas, siendo reconocidosinternacionalmente como innovadores en latecnología requerida para explorar y producirhidrocarburos en aguas profundas y ultraprofundas.Según PFC Energy, consultora de energía, <strong>Petrobras</strong>opera la mayor producción (en términos de barrilesde petróleo equivalente) de yacimientos en aguasprofundas y ultraprofundas. En <strong>2008</strong>, la producciónmar adentro representó el 88% de nuestraproducción y la producción en aguas profundasrepresentó el 76% de nuestra producción en Brasil.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, operábamos 155 pozosen profundidades de más de 1.000 metros (3.281pies). Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, habíamosperforado alrededor de 322 pozos exploratorios enprofundidades de más de 1.000 metros (3.281 pies).Continuamos perfeccionando nuestra tecnología enaguas profundas. Véase el Item 5. “Análisis yPerspectivas Operativas y Financieras ‐ Investigacióny Desarrollo.”Los costos de exploración, desarrollo yproducción en mar abierto son generalmente máselevados que los costos en tierra, pero hemospodido compensar estos mayores costos conmayores porcentajes de éxito en perforación ymayores descubrimientos y volúmenes deproducción. Históricamente, hemos sido exitosos enel descubrimiento y desarrollo de importantesreservorios de petróleo en mar abierto, lo que nosha permitido lograr economías de escaladistribuyendo los costos totales de exploración,desarrollo y producción sobre una base amplia. Alconcentrarnos en oportunidades cercanas a lainfraestructura de producción existente, limitamoslos mayores requerimientos de capital necesariospara el desarrollo de nuevos yacimientos.Además, hemos implementado unavariedad de programas de racionalización de activoscon el objeto de incrementar la recuperación depetróleo de yacimientos existentes y reducir ladeclinación natural de los yacimientos productivos.Nuestras actividades de exploración yproducción fuera de Brasil se incluyen en nuestrosegmento de negocios Internacional. Véase“Internacional.”Estadísticas Clave de las Actividades de Exploración y Producción<strong>2008</strong> 2007 2006(millones de U$S)Exploración y Producción:Ingresos operativos netos .................................................................... 59.024 41.991 35.738Resultado antes de participaciones minoritarias e impuesto a lasganancias.............................................................................................. 31.657 21.599 18.441Total activo al 31 de diciembre ........................................................... 51.326 53.175 38.366Inversiones ........................................................................................... 14.293 9.448 7.32932
En el siguiente cuadro se presenta información resumida sobre nuestros principales yacimientosproductivos de petróleo y gas en Brasil.Cuenca Yacimientos % de <strong>Petrobras</strong> Tipo Fluido(1)Alagoas Pilar/Rio Remedio 100% En tierra Crudo Liviano/Gas NaturalCamamu Manati 35% Poco profundo Gas NaturalCampos Albacora 100% Poco profundo Crudo IntermedioProfundoCrudo IntermedioAlbacora Leste 90% Profundo Crudo IntermedioBarracuda 100% Profundo Crudo IntermedioBicudo 100% Poco profundo Crudo IntermedioBijupirá/Salema 22,4%(2) Profundo Crudo IntermedioBonito 100% Poco profundo Crudo IntermedioCarapeba 100% Poco profundo Crudo IntermedioCaratinga 100% Profundo Crudo IntermedioCherne 100% Poco profundo Crudo IntermedioCorvina 100% Poco profundo Crudo IntermedioEnchova 100% Poco profundo Crudo PesadoEspadarte 100% Profundo Crudo IntermedioJubarte 100% Profundo Crudo PesadoMarimba 100% Profundo Crudo IntermedioMarlim 100% Profundo Crudo PesadoMarlim Leste 100% ProfundoUltra profundoCrudo IntermedioCrudo IntermedioMarlim Sul 100% Profundo Crudo IntermedioNamorado 100% Poco profundo Crudo IntermedioPampo 100% Poco profundo Crudo IntermedioPargo 100% Poco profundo Crudo IntermedioRoncador 100% Ultra profundo Crudo IntermedioVermelho 100% Poco profundo Crudo PesadoVoador 100% Profundo Crudo PesadoEspírito SantoFazenda AlegrePeroáGolfinho100%100%100%En tierraPoco profundoProfundoUltra profundoCrudo PesadoCrudo LivianoCrudo IntermedioCrudo IntermedioPotiguarCanto do Amaro/Alto daPedra/Cajazeira Estreito/RioPanon100%100%En tierraEn tierraCrudo Intermedio /Gas NaturalCrudo Pesado/Gas NaturalRecôncavoJandaiaMiranga100%100%En tierraEn tierraCrudo LivianoCrudo Liviano/Gas NaturalSantos Merluza 100% Poco profundo Gas NaturalSergipe Carmopolis 100% En tierra Crudo IntermedioSirirízinho 100% En tierra Crudo IntermedioSolimões Leste do Urucu 100% En tierra Crudo Liviano/Gas NaturalRio Urucu 100% En tierra Crudo Liviano/Gas Natural(1) Crudo Pesado = hasta 22° API; Crudo Intermedio = 22° API a 31° API; Crudo Liviano = más de 31° API(2) <strong>Petrobras</strong> no es el operador de este yacimiento.En Brasil realizamos actividades deexploración, desarrollo y producción conforme acontratos de concesión que obtenemos a través dela participación en rondas de licitación llevadas acabo por la ANP. Algunas de las concesionesexistentes fueron adjudicadas por la ANP sinlicitación en 1998, de conformidad con la Ley dePetróleo. Estas concesiones se denominan “RondaCero”. Desde entonces hemos participado en todaslas rondas de licitación y en la 9 a ronda realizada endiciembre de <strong>2008</strong> adquirimos 27 de los 54 bloques33
ofrecidos por un total de 10.476 km 2 (2,6 millonesde acres).Nuestras actividades relativas a laexploración y producción de petróleo y gas en Brasilse encuentran básicamente concentradas en trescuencas principales en mar abierto en el sudeste deBrasil: Campos, Espírito Santo y Santos.El siguiente mapa indica las áreas de concesión de la Compañía en Brasil a diciembre de <strong>2008</strong>.Cuenca CamposLa Cuenca Campos, que abarca unasuperficie de aproximadamente 115.000 km 2 (28,4millones de acres), es la cuenca más prolífica depetróleo y gas de Brasil en términos de reservasprobadas de hidrocarburos y producción anual.Desde que comenzamos las actividades deexploración en esta área en 1971, se handescubierto más de 60 acumulaciones dehidrocarburos, incluidos ocho grandes yacimientosde petróleo en aguas profundas y ultra profundas.La Cuenca Campos es la mayor región productora depetróleo y gas de <strong>Petrobras</strong> con una producciónpromedio de 1.547 mbbl/d de petróleo y 23,7millones de metros cúbicos diarios (894,3 mmcf/d)de gas natural asociado durante <strong>2008</strong>, lo querepresenta el 77% de nuestra producción total enBrasil.34
Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, nuestraproducción alcanzaba un promedio de 1.593 mbbl/dde petróleo en 39 yacimientos, con reservasprobadas de crudo que representaban el 90% denuestras reservas probadas totales de petróleo enBrasil. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, las reservasprobadas de gas natural en la Cuenca Camposrepresentaron el 49% de nuestras reservas probadastotales de gas natural en Brasil. Operamos 34sistemas flotantes de producción, 14 plataformasfijas y 5.697 km (3.540 millas) de oleoductos ytuberías flexibles a profundidades de 80 a 1.886metros (262 a 6.188 pies), con una producción depetróleo de un promedio de 23,1° API y uncontenido promedio de agua y sedimento (BWS) del1%.Estimamos que la futura producción denuevas fuentes en la Cuenca Campos provendrá deyacimientos de petróleo en aguas profundas. En laactualidad estamos desarrollando 12 importantesproyectos en la Cuenca Campos: Marlim SulMódulos 2 y 3, Marlim Leste Módulo 2, RoncadorMódulos 3 y 4, Jubarte Fase II, Cachalote Fase I,secciones anteriores al estrato de sal de Parque dasBaleias, Papa‐Terra, Frade, Ostra y Baleia Azul.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, éramostitulares de derechos de exploración en 22 bloquesen la Cuenca Campos, en un área de 6.679,71 km 2(1,6 millones de acres).Cuenca Espírito SantoHemos realizado varios descubrimientos depetróleo liviano y gas natural en la Cuenca EspíritoSanto que abarca una superficie deaproximadamente 75.000 km 2 (18,5 millones deacres) en mar abierto y 14.000 km 2 (3,5 millones deacres) en tierra. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> nuestraproducción alcanzó un promedio de 69,2 mbbl/d en41 yacimientos, con reservas probadas de petróleocrudo que representaban el 1% de nuestras reservasprobadas totales de petróleo en Brasil. Al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, nuestra producción de gasnatural alcanzó un promedio de 7,2 millones demetros cúbicos por día (273 mmcf/d), con reservasprobadas de gas natural que representaban el 7%de nuestras reservas probadas totales de gasnatural en Brasil.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, éramostitulares de derechos de exploración en 35 bloques,18 en tierra y 17 en mar abierto, cubriendo un áreade 9.359,88 km 2 (2,3 millones de acres).Estamos desarrollando dos proyectos enaguas profundas para aumentar la producción degas natural en la Cuenca Espirito Santo: el proyectoCamarupim, en el que se utiliza la unidad FPSOCidade de São Mateus con una capacidad deproducción de 10 millones de metros cúbicos pordía y el proyecto Canapu, en el que se utiliza launidad FPSO Cidade de Vitória con una capacidad deproducción de 2 millones de metros cúbicos por día.Se estima que ambos proyectos comenzarán aoperar en el segundo trimestre de 2009.Además de desarrollar nuevos proyectos,<strong>Petrobras</strong> está optimizando los recursos existentesen el yacimiento Golfinho mediante el traslado de laFPSO Capixaba al yacimiento de Parque das Baleiasen la Cuenca Campos antes de que se inicien lostrabajos de exploración en la sección anterior alestrato de sal en ese lugar. Reconectaremos el pozoen el que previamente se utilizó la FPSO Capixaba aotra FPSO en el yacimiento Golfinho.Cuenca SantosLa Cuenca Santos, que cubre un área deaproximadamente 348.900 km 2 (86 millones deacres) fuera de la ciudad de Santos, en el estado deSão Paulo, representa una de las áreas deexploración en mar abierto más prometedoras deBrasil y el foco de nuestros planes para desarrollargas natural local. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>,nuestra producción de petróleo alcanzó unpromedio de 1,8 mbbl/d en un yacimiento, conreservas probadas de petróleo crudo querepresentaban el 0,5% de nuestras reservasprobadas totales de petróleo en Brasil. Al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, nuestra producción de gasnatural alcanzó un promedio de 0,721 millones demetros cúbicos por día (25,46 mmcf/d) y nuestrasreservas probadas de gas natural en la CuencaSantos representaban el 17% de nuestras reservasprobadas totales de gas natural en Brasil.En enero de 2006, aprobamos un PlanMaestro para el Desarrollo de Gas Natural yProducción de Petróleo en la Cuenca Santos por unmonto de U$S18.000 millones, por un plazo de 10años, el cual incrementará substancialmente35
nuestra producción de gas con el fin de satisfacer lacreciente demanda interna de gas. Posteriormente,establecimos un segundo plan, denominadoPlangas, con el fin de acelerar la producción de gas yconstruir infraestructura de soporte en las CuencasSantos y Espírito Santo. Como parte de este plan,estamos desarrollando los yacimientos de aguasprofundas Mexilhão y Urugua‐Tambau descriptos acontinuación. Estimamos que estos planes deinversión aumentarán nuestra producción de gas enla Cuenca Santos de 0,66 millones de metroscúbicos por día (23,3 mmcf/d) en <strong>2008</strong> a 11,4millones de metros cúbicos por día (402,5 mmcf/d)en 2010.Los planes de desarrollo de gascorrespondientes a la Cuenca Santos incluyen:• Mexilhão, ubicado en aguas pocoprofundas en el Bloque BS‐400 de laCuenca Santos, el cual se estimacomenzará a operar en 2010 con unaproducción inicial deaproximadamente 6,5 millones demetros cúbicos por día (229,5mmcf/d), aumentando potencialmentea 8,0 millones de metros cúbicos pordía (282,5 mmcf/d) en 2012;• Urugua‐Tambau, cuya producciónpromedio inicial se estima en 3,5millones de metros cúbicos por día(123,6 mmcf/d) en 2010, aumentandopotencialmente a 7,0 millones demetros cúbicos por día (247,2 mmcf/d)de gas y 30 mil bbl/d de petróleoliviano en 2012; y• Lagosta, el cual se estima comenzará aoperar en 2009, con una produccióninicial de aproximadamente 1,4millones de metros cúbicos por día(49,4 mmcf/d), aumentandopotencialmente a 1,8 millones demetros cúbicos por día (63,6 mmcf/d).Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, éramostitulares de derechos de exploración en 62 bloquesen la Cuenca Santos, cubriendo una superficie de36.259,54 km 2 (9,0 millones de acres).Sección anterior al estrato de salDurante los últimos años, nuestrasactividades de exploración en mar abiertoestuvieron concentradas en las secciones anterioresal estrato de sal ubicadas en un área de una longitudde aproximadamente 800 km (497 millas) y unancho de 200 km (124 millas) que se extiende desdela Cuenca Campos hasta la Cuenca Santos. En estaárea de 114.000 km 2 (28,2 millones de acres) hemosperforado 30 pozos desde 2005, en el 87% de loscuales se produjeron descubrimientos de recursoshidrocarburíferos. Somos operadores en la mayoríade estas áreas de exploración y somos titulares departicipaciones que oscilan entre el 20% y el 100%.En el sur de la región, donde la capa de sal es gruesay los hidrocarburos han estado mejor conservados,hemos realizado descubrimientos particularmenteprometedores, incluyendo el Bloque BM‐S‐11 (Tupie Iara) en la Cuenca Santos en 2006 y <strong>2008</strong>. En elnorte de esta región, hemos realizado unimportante descubrimiento en el área denominadaParque das Baleias, en la Cuenca Campos en <strong>2008</strong>.Nuestro objetivo es asignar una importantecantidad de recursos para el desarrollo de estosdescubrimientos en la sección anterior al estrato desal, que se encuentran ubicados en aguas profundasy ultra profundas en profundidades objetivo queoscilan entre 5.000 y 7.000 metros (16.404 y 22.966pies) y presentan importantes desafíos técnicos.Durante los próximos cinco años, planeamos invertirU$S28.900 millones, aproximadamente el 31% deltotal de nuestras inversiones localescorrespondientes a exploración y producción en elperíodo, en el desarrollo de las secciones anterioresal estrato de sal.Las concesiones vigentes cubrenaproximadamente el 23% (26.000 km 2 o 6,4 millonesde acres) de las secciones anteriores al estrato desal. La concesión de un 2% adicional (3.000 km 2 o0,7 millones de acres) se encuentra en manos deotras compañías petroleras para la realización deactividades de exploración. El 75% restante (85.000km 2 o 21 millones de acres) de las seccionesanteriores al estrato de sal aún no ha sidoadjudicado y el otorgamiento de nuevasconcesiones de las secciones anteriores al estratode sal se encuentra a la espera del resultado delanálisis de las reglamentaciones aplicables a serrealizado por el gobierno brasileño. Véase“Reglamentación de la Industria del Petróleo y el36
Gas en Brasil – Análisis de Posibles Modificaciones ala Ley de Petróleo.”En la sección anterior al estrato de sal de laCuenca Santos se produjeron los primerosdescubrimientos de petróleo durante una prueba depozo de alcance extendido en Tupi que comenzó enmayo de 2009. Luego de esta prueba se instalará unsistema FPSO piloto con una capacidad de 100 milbbl/d, el cual se estima comenzará a operar en Tupihacia fines de 2010. Si bien hemos realizadodescubrimientos prometedores en la región, aúnnos encontramos en las etapas iniciales deexploración y no prevemos clasificar como probadaninguna reserva de la sección anterior al estrato desal antes de 2010. Además de la prueba de pozo dealcance extendido, perforaremos una serie de pozosde evaluación, con el fin de comprender y delinearde mejor manera las secciones anteriores al estratode sal en la Cuenca Santos. Proyectamos tambiénponer en marcha dos sistemas piloto en Iara y Guarádurante 2013‐2014. Estimamos que la futuraproducción de nuevas fuentes de la Cuenca Santosbásicamente provendrá de las secciones anterioresal estrato de sal.En la sección anterior al estrato de sal de laCuenca Campos hemos perforado dos pozos costaafuera del Estado de Espírito Santo y hemosrealizado un importante descubrimiento de petróleointermedio (30° API) en el área de Parque dasBaleias. En septiembre de <strong>2008</strong>, comenzamos unaprueba de pozo de alcance extendido en esta área,obtuvimos a partir de un único sistema piloto unaproducción promedio de 10 a 12 mil bbl/d en elyacimiento Jubarte. Continuamos estudiando estosdescubrimientos prometedores y estimamosacelerar la producción de estas secciones anterioresal estrato de sal en Parque das Baleias utilizando lainfraestructura existente en el área. En diciembre de<strong>2008</strong>, comenzamos otra prueba de pozo de alcanceextendido con un buque itinerante en el yacimientoCachalote. Estimamos iniciar la producción en esteyacimiento y en el yacimiento Baleia Francautilizando una FPSO existente en el segundosemestre de 2010.El siguiente mapa indica la ubicación de las secciones anteriores al estrato de sal y el estado de nuestrasactividades de exploración en las mismas.37
Otras CuencasProducimos hidrocarburos y somostitulares de derechos de exploración en otras ochocuencas en Brasil. Las más importantes son laCuenca Camamu, en mar abierto y de aguas pocoprofundas, y las Cuencas Potiguar, Reconcavo, RioGrande do Norte, Sergipe, Alagoas y Solimões, entierra. Si bien nuestra producción en tierra provieneprincipalmente de campos maduros, proyectamosmantener y aumentar levemente la producción enestos campos en el futuro utilizando métodos derecuperación mejorada.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, contábamoscon un total de 312 contratos de producción yéramos titulares del 100% de 285 de dichoscontratos. Somos operadores en 15 de nuestros 27acuerdos de asociación.38
El siguiente cuadro describe nuestros principales proyectos de desarrollo en las distintas cuencas y lacapacidad de producción de las mismas:CapacidadNominal dePetróleoCrudo(bbl/d)CapacidadNominal deGas Natural(mcf/d)YacimientoTipo deUnidadUnidad deProducciónProfundidad(metros)Inicio(año) NotasMarlim Sul–Módulo 2.............. SS P‐51 180.000 211.884 1.255 2009(1)Marlim Leste–Módulo 2 .......... FPSO Cidade de 100.000 123.599 1.400 2009(2) Contratada a ModecNiteroiTupi EWT ................................. FPSO BW Cidadede SãoVicente30.000 0 2.170 2009(3) Contratada a BWOffshoreCanapu .................................... n/a n/a 0 70.628 1.440 2009 Producción porFPSO Cidade deVitóriaCamarupim ............................. FPSO Cidade deSão Mateus25.000 353.140 720 2009 Contratada aProsafeLagosta .................................... n/a n/a 0 52.971 131 2009 Producción porPMLZ‐1Frade(4) .................................. FPSO Frade 100.000 81.222 900 2009Ostra(5) ................................... FPSO Espírito 100.000 49.440 1.600 2009SantoMexilhão ................................. Platafor PMXL‐1 0 529.710 172 2010ma FijaUrugua–Tambau...................... FPSO Cidade de 35.000 353.140 1.300 2010 Contratada a ModecSantosPIPA 2–Baleia Azul................... FPSO Itinerante 30.000 0 1.400 2010 Contratada aPetroservPiloto ‐ Tupi FPSO Cidade de 100.000 123.603 2.200 2010 Contratada a ModecAngra dosReisCachalote y Baleia Franca FPSO Capixaba 100.000 123.599 n/a 2010 FPSO existente,contratada a SBMMarlim Sul–Módulo 3.............. SS P‐56 100.000 211.884 n/a 2011Jubarte–Fase II ........................ FPSO P‐57 180.000 70.628 1.300 2011Baleia Azul............................... FPSO Espadarte 100.000 88.285 1.400 2012 FPSO existente,contratada a SBMRoncador–Módulo 3................ SS P‐55 180.000 211.884 1.790 2012Roncador–Módulo 4................ FPSO P‐62 180.000 211.884 1.545 2013Papa‐Terra–Módulo 1 ............. TLWP P‐61 0 0 1.180 2013 Producción por P‐63Papa‐Terra–Módulo 2 ............. FPSO P‐63 150.000 31.783 1.165 2013Piloto de Guara........................ FPSO n/a 100.000 176.570 n/a 2013Secciones anteriores al estratode sal de Parque das Baleias ...FPSO P‐58 180.000 211.884 1.400 2014(1) La producción comenzó en enero de 2009.(2) La producción comenzó en febrero de 2009.(3) La producción comenzó en mayo de 2009.(4) <strong>Petrobras</strong> 30%, Chevron (operador) 51,74%, Frade Japão 18,26%.(5) <strong>Petrobras</strong> 35%, Shell (operador) 35%, Esso 30%.ExploraciónAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, contábamoscon 186 contratos de exploración que abarcaban256 bloques y 35 planes de evaluación. Somosresponsables exclusivos de llevar a cabo lasactividades de exploración en 77 de los 186contratos de exploración. Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong>, habíamos celebrado 109 convenios deexploración con 29 compañías nacionales yextranjeras. Llevamos a cabo actividades deexploración en virtud de 70 de dichos 109convenios.La mayoría de nuestras actividades deexploración se concentra en perforaciones en aguasprofundas, donde los descubrimientos sonsubstancialmente mayores y nuestra tecnología y39
experiencia otorgan una ventaja competitiva. En<strong>2008</strong>, hemos invertido un total de U$S2.470millones en actividades de exploración en Brasil.Hemos perforado un total de 135 pozosexploratorios brutos en <strong>2008</strong>, 47 de los cualesestaban ubicados en mar abierto y 88 en tierra, conun porcentaje de éxito del 44%.Dado que las áreas en mar abierto en Brasilse encuentran geográficamente aisladas de otrasáreas de perforación en mar abierto y dado que amenudo perforamos en aguas inusualmenteprofundas, planeamos cuidadosamente nuestrasnecesidades futuras de equipos de perforación. Alutilizar una combinación de equipos propios y deunidades que contratamos por períodos de cincoaños o más, históricamente hemos garantizado ladisponibilidad de unidades de perforación paracubrir nuestras necesidades, y hemos pagado tarifasdiarias promedio más bajas que las que hubiéramospagado de haber contratado las unidades sobre labase de entrega inmediata. Continuamenteevaluamos nuestros requerimientos de equipos deperforación, renovamos nuestros contratos deperforación, contratamos con anticipación equipossegún las necesidades y promovemos laconstrucción de nuevos equipos mediante la firmade contratos de arrendamiento a largo plazo concontratistas de perforación en relación con equiposde perforación que aún no han sido construidos.Unidades de Perforación en Uso por Exploración y31 de diciembre deProducción<strong>2008</strong> 2007 2006Arrendadas Propias Arrendadas Propias Arrendadas PropiasEn tierra...................................................................... 25 11 14 13 6 13Mar abierto, por profundidad ................................... 31 8 27 8 24 9Equipos autoelevables................................................ 2 4 1 4 1 5Equipos flotantes:500 a 1000 metros de profundidad........................ 9 2 6 2 4 21000 a 1500 metros de profundidad........................ 10 1 10 1 10 11500 a 2000 metros de profundidad........................ 7 1 7 1 7 12000 a 2500 metros de profundidad........................ 2 0 2 0 1 02500 a 3000 metros de profundidad........................ 1 0 1 0 1 0Hemos celebrado contratos por un plazo decinco a siete años a partir de 2009 y 2010 enrelación con 15 nuevos equipos de perforación. Dosde las unidades operarán a profundidades de menosde 1.000 metros (6.560 pies), tres unidadesoperarán a profundidades de hasta 2.000 metros(6.560 pies), nueve unidades operarán enprofundidades de 2.400 metros (7.830 pies), y unaunidad perforará a una profundidad de 3.000metros (9.840 pies). La totalidad de las unidadesnuevas serán contratadas.En <strong>2008</strong>, los mayores precios del petróleoprovocaron la inflación en los costos de la industriay una menor disponibilidad de equipos deproducción de petróleo y gas. Hemos adoptado unaserie de medidas con el fin de minimizar los costos yriesgos mediante la simplificación y estandarizaciónde nuestros equipos en los casos en que fueraposible. Incrementaremos el uso de equiposestándar en lugar de desarrollar nuestros propiosequipos. También tenemos el objetivo de minimizarcostos dividiendo los paquetes de compras deingeniería y de construcción en partes máspequeñas y comprando o contratando equipos a unmayor número de competidores, como así tambiénincrementando el control sobre los proveedores.ReservasAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, nuestrasreservas estimadas de petróleo crudo y gas naturalen Brasil totalizaron 10.300 mmboe, incluyendo8.700 millones de barriles de crudo y líquidos de gasnatural y 247,6 miles de millones de metros cúbicos(9,3 billones de pies cúbicos) de gas natural. Al 31de diciembre de <strong>2008</strong>, nuestras reservas internasprobadas desarrolladas de crudo representaban el61% del total de nuestras reservas internasprobadas desarrolladas y no desarrolladas depetróleo crudo. Nuestras reservas internasprobadas desarrolladas de gas naturalrepresentaban el 54% del total de nuestras reservasinternas probadas desarrolladas y no desarrolladasde gas natural. Las reservas internas probadastotales de petróleo crudo disminuyeron unpromedio del 1% anual durante los últimos cincoaños. Las reservas probadas de gas natural seincrementaron un promedio del 3% anual durante elmismo período. Los recientes descubrimientos en40
las secciones anteriores al estrato de sal seencuentran en evaluación y no están incluidos ennuestras reservas probadas.Actualmente estamos negociando con laANP la posible ampliación de las concesiones deproducción de las que somos titulares en nuestrosprincipales yacimientos productivos. En 2007 y en<strong>2008</strong>, recibimos una respuesta positiva de la ANP enrelación con la ampliación de la concesióncorrespondiente a los yacimientos Albacora, Leste,Barracuda, Marlim Leste, Marlim Sul, Roncador,Marlim, Espadarte, Albacora, Jubarte, Cachalote,Baleia Franca, Candeias, Canto do Armaro, Ubaranay Siririzinho, lo cual originó un incremento denuestras reservas probadas en dichos yacimientos.Estamos negociando con la ANP reformas similaresen relación con otras concesiones de producción.Véase “Descripción General del Grupo” e“Información Complementaria relacionada con lasActividades de Producción de Petróleo y Gas” ennuestros estados contables consolidados auditadosen relación con mayor información sobre nuestrasreservas probadas.Suministro (Downstream – Brasil)Somos una compañía integrada con unaparticipación dominante en nuestro mercadointerno. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, operábamos el98,4% del total de la capacidad de refinación yabastecíamos prácticamente toda la demanda deproductos refinados por parte de mayoristas,exportadores y compañías petroquímicas ademásde las necesidades de nuestro segmento deDistribución. Operamos y somos propietarios deonce refinerías en Brasil, con una capacidad netatotal de destilación de 1.942 mbbl/d, lo que nosconvierte en la octava compañía refinadora másgrande del mundo entre las compañías que cotizanen bolsa.Operamos una amplia y complejainfraestructura de tuberías y terminales y una flotade buques para el transporte de petróleo crudo yproductos derivados del petróleo a los mercadoslocal e internacional. La mayoría de nuestrasrefinerías están ubicadas cerca de nuestrosoleoductos, plantas de almacenamiento, conductosde productos refinados y las principales plantaspetroquímicas, facilitando así el acceso al suministrode crudo y a los usuarios finales.También importamos y exportamospetróleo crudo y productos derivados del petróleo.Importamos determinados productos derivados delpetróleo, particularmente diesel, en relación con elcual la demanda brasileña excede la capacidad derefinación. Estimamos que la necesidad de importardisminuirá en el futuro cuando construyamoscapacidad de refinación adicional y optimicemosnuestras refinerías con el fin de facilitar elprocesamiento de crudos producidos localmente.Exportamos nuestro crudo pesado excedente yestimamos que aumentarán las exportacionescuando nuestra producción aumente másrápidamente que la demanda de crudo de Brasil.Nuestro segmento de Suministro tambiénincluye operaciones relacionadas con productospetroquímicos y fertilizantes que agregan valor a loshidrocarburos que producimos y constituyen unaporte positivo a la creciente economía brasileña.Estadísticas Clave de Suministro<strong>2008</strong> 2007 2006(millones de U$S)Suministro:Ingresos operativos netos ......................................................... 96.202 69.549 57.959Resultados antes de participación minoritaria e impuesto a las(2.956) 4.171 3.850ganancias...................................................................................Total activo al 31 de diciembre ................................................ 27.521 31.218 20.820Inversiones ................................................................................ 7.234 4.488 1.936RefinaciónNuestra capacidad de refinación en Brasil al31 de diciembre de <strong>2008</strong> era de 1.942 mbbl/d ynuestra producción promedio durante <strong>2008</strong> fue de1.765 mbbl/d.41
El siguiente cuadro describe la capacidad instalada de nuestras refinerías brasileñas al 31 de diciembrede <strong>2008</strong>, y la producción diaria promedio de nuestras refinerías en Brasil y los volúmenes de producción de losprincipales productos derivados del petróleo en <strong>2008</strong>, 2007 y 2006.Denominación (DenominaciónAlternativa)(1)UbicaciónCapacidaddeDestilaciónde CrudoProducción Promedioal 31 dediciembrede <strong>2008</strong> <strong>2008</strong> 2007 2006(mbbl/d)(mbbl/d)LUBNOR................................................. Fortaleza (CE) 7 6 6 7RECAP (Capuava)................................... Capuava (SP) 53 45 42 40REDUC (Duque de Caxias)...................... Rio de Janeiro (RJ) 242 256 243 254REFAP (Alberto Pasqualini).................... Canoas (RS) 189 142 148 114REGAP (Gabriel Passos) ......................... Betim (MG) 151 143 132 136REMAN (Isaac Sabbá) ............................ Manaus (AM) 46 39 41 36REPAR (Presidente Getúlio Vargas) ....... Araucária (PR) 189 183 169 183REPLAN (Paulínia).................................. Paulinia (SP) 365 324 348 341REVAP (Henrique Lage) ......................... São Jose dos251 205 236 211Campos (SP)RLAM (Landulpho Alves) ....................... Mataripe (BA) 279 254 261 261RPBC (Presidente Bernardes) ................ Cubatão (SP) 170 168 153 163Total ................................................. 1.942 1.765 1.779 1.746(1) Somos titulares de una participación del 100% en cada una de estas refinerías, con excepción de REFAP, en la que somos titulares deuna participación del 70%.El petróleo crudo que producimosactualmente en Brasil es pesado o intermedio, sibien nuestras refinerías fueron originalmentediseñadas para procesar crudo importado liviano.Importamos volúmenes de crudo liviano paraequilibrar los tipos de crudo de nuestras refinerías yrealizaremos inversiones en nuestro sistema derefinación a fin de maximizar nuestra capacidad deprocesar crudo pesado local. Estas inversiones nosproporcionarán la flexibilidad necesaria para ajustarnuestro mix entre crudos pesados y livianos, con elfin de capitalizar los precios de mercado y adecuarla producción de nuestras refinerías a la demandade productos.En general, proyectamos invertir enproyectos de refinación destinados a:• aumentar el valor del crudo brasileñoincrementando nuestra capacidad derefinar mayores cantidades de crudopesado producido en Brasil;• incrementar la producción de losproductos derivados del petróleo queel mercado brasileño demanda peroque actualmente debemos importar,tales como el diesel;• mejorar la calidad de la gasolina y eldiesel con el fin de cumplir con lasreglamentaciones ambientales másestrictas que actualmente se estánimplementando; y• reducir emisiones y corrientescontaminantes.Nos encontramos en las primeras etapas deconstrucción de una nueva refinería con unacapacidad de 230 mil bbl/d en Abreu e Lima en elnoreste de Brasil en asociación con PDVSA,compañía petrolera del gobierno de Venezuela.Esta refinería está diseñada para procesar crudo de16° API y producirá 162 mil bbl/d de diesel y GLP,nafta, combustible bunker y coque.Además, proyectamos construir dos nuevasrefinerías en el noreste de Brasil: Premium I yPremium II, con una capacidad de 600 mil bbl/d y300 mil bbl/d, respectivamente. Estas refinerías hansido diseñadas para procesar crudo pesado (20° API)y maximizar la producción de diesel de bajocontenido de azufre además de GLP, nafta, kerosénde bajo contenido de azufre, combustible bunker ycoque.42
El siguiente cuadro describe las inversiones más significativas proyectadas en nuestras refinerías para elperíodo 2009 ‐ 2013:Inversiones Proyectadas 2009‐2013(millones de U$S)Calidad (diesel y gasolina) ...................................................................... 13.196Unidades de coquización.......................................................................... 4.602Expansión y adaptación metalúrgica ........................................................ 590Total ......................................................................................................... 18.388Principales Proyectos de RefineríaAdemás de los nuevos proyectos mencionados anteriormente, nuestro Plan de Negocios 2009‐2013incluye inversiones en varias refinerías clave, principalmente en unidades de hidrotratamiento para reducir elcontenido de azufre de forma tal que los productos cumplan con los estándares internacionales y en unidades decoquización con capacidad para convertir petróleo crudo en productos más livianos. Estas inversiones nospermitirán comenzar a ofrecer diesel en áreas metropolitanas con un contenido máximo de azufre de 50 partespor millón, nivel significativamente inferior a los niveles actuales en 2009. De un total de U$S18.400 millones eninversiones proyectadas en refinación para el período 2009 ‐ 2013, U$S13.200 millones se utilizarán para mejorarla calidad del diesel y de la gasolina y U$S4.600 millones para unidades de coquización retardada para convertirfuel oil en fracciones livianas. Las principales inversiones proyectadas son las siguientes:Refinería (Denominación Alternativa)RECAP (Capuava) ......................................................................................ObjetivoMejorar la calidad del diesel y la gasolinaREDUC (Duque de Caxias) .........................................................................Aumentar el procesamiento de crudo pesado, mejorar la calidad deldiesel y la gasolinaREFAP (Alberto Pasqualini) .......................................................................REGAP (Gabriel Passos) ............................................................................Mejorar la calidad del diesel y la gasolinaMejorar la calidad del diesel y la gasolinaREMAN (Isaac Sabbá) ...............................................................................REPAR (Presidente Getúlio Vargas) ..........................................................REPLAN (Paulínia) .....................................................................................REVAP (Henrique Lage) ............................................................................Instalar unidades de craqueo térmico suave para mejorar la calidaddel diesel y la gasolinaAmpliar la refinería, aumentar el procesamiento de crudo pesado,mejorar la calidad del diesel y la gasolina y crear una nueva unidadde propilenoAmpliar la refinería, aumentar el procesamiento de crudo pesado,mejorar la calidad del diesel y la gasolina y crear una nueva unidadde propilenoAumentar el procesamiento de crudo pesado, mejorar la calidad deldiesel y de la gasolina y crear una nueva unidad de propilenoRLAM (Landulpho Alves) ...........................................................................RPBC (Presidente Bernardes) ...................................................................Mejorar la calidad del diesel y la gasolinaMejorar la calidad del diesel y la gasolinaImportaciones y ExportacionesUtilizamos las exportaciones eimportaciones de crudo y de productos derivadosdel petróleo para equilibrar la producción interna yla capacidad de la refinería con las necesidades delmercado y optimizar nuestros márgenes derefinación, importando crudo liviano para nuestras43
efinerías y exportando crudo pesado que excedanuestras necesidades. Importamos diesel debido auna producción insuficiente en nuestras refineríasde Brasil y exportamos gasolina, mayormenteporque el etanol y el gas natural vehicularproporcionan una participación significativa en loscombustibles livianos para el transporte vehicularen Brasil. También exportamos fuel oil yaproximadamente el 79% de nuestra producción decombustible bunker.El siguiente cuadro describe nuestras exportaciones e importaciones de petróleo crudo y de productosderivados del petróleo en <strong>2008</strong>, 2007 y 2006:<strong>2008</strong> 2007 2006(mbbl/d)Exportaciones(1)Petróleo crudo .................................................................................................. 439 353 335Fuel oil (incluyendo combustible bunker) ......................................................... 152 160 168Gasolina............................................................................................................. 40 59 44Otros ................................................................................................................. 42 43 34Total exportaciones.................................................................................... 673 615 581ImportacionesPetróleo crudo .................................................................................................. 373 390 370Diesel y otros destilados.................................................................................... 100 83 56GLP .................................................................................................................... 40 29 27Nafta ................................................................................................................. 23 17 20Otros ................................................................................................................. 34 19 15Total importaciones ............................................................................. 570 538 488(1) Incluye ventas realizadas por PifCo a terceros no afiliados, incluyendo ventas de petróleo crudo y productos derivados del petróleocomprados internacionalmente.Logística e InfraestructuraOperamos y somos propietarios de unaextensa red de oleoductos de crudo y de productosderivados de petróleo en Brasil que conectannuestras terminales, refinerías y otros puntos dedistribución primaria. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>,nuestros oleoductos para el transporte de crudo yde productos derivados del petróleo en mar abiertoy en tierra tenían una longitud total de 13.830 km(8.595 millas). Somos operadores de 26 terminalesde almacenamiento marítimas y otras 20 playas detanques con una capacidad nominal total dealmacenamiento de 65 millones de barriles.Nuestras terminales marítimas operan un promediode 5.000 buques por año.Operamos una flota de buques propios yfletados. Estos proporcionan servicios de transporteentre nuestras cuencas productoras en mar abiertoen Brasil y el continente como así tambiéntransporte local e internacional a otras partes deSudamérica, el Mar del Caribe y el Golfo de México,Europa, Africa Occidental y Medio Oriente. La flotaincluye buques petroleros de doble casco queoperan internacionalmente donde lo exige la ley, ybuques de casco simple que operan en Sudaméricay Africa exclusivamente. De acuerdo con nuestroPlan de Negocios 2009‐2013, celebraremoscontratos con astilleros brasileños para construir 49nuevos buques para el año 2015. Los nuevos buquesson necesarios para mejorar nuestra flota y manejarmayores volúmenes de producción. Las mejorasincluirán el reemplazo de los buques petroleros decasco simple por buques de doble casco y elreemplazo de buques que estén por alcanzar el finde la vida útil de 25 años.Hemos firmado contratos con tresastilleros en relación con 23 de estos buques queserán entregados entre 2010 y 2014, incluyendo:• diez buques Suezmax y cinco buquesAframax a ser construidos por elastillero Atlantico Sul, en Suape,Pernambuco;• cuatro buques Panamax a serconstruidos por el astillero EISA en Riode Janeiro; y44
• cuatro buques petroleros a serconstruidos por el astillero Mauá enNiteroi.Proyectamos seguir fletando buquesadicionales según las necesidades futuras.El siguiente cuadro describe nuestra flota operativa y los buques en proceso de construcción al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>.En OperaciónEn ConstrucciónCapacidad PesoMuerto en MilesCapacidad PesoMuerto en MilesCantidad de Toneladas Cantidad de ToneladasFlota propia:Buques petroleros ..................................................... 45 2.666.082 23 2.620.450Buques para GLP ....................................................... 6 40.146 0 0Remolcadores de apoyo y manejo de ancla (AHTS) ... 1 1.920 0 0Unidad de Flotación, Almacenamiento y Descarga1 28.903 0 0(FSO) ..........................................................................Buque inactivo............................................................ 1 143.929 0 0Total ........................................................................... 54 2.880.980 23 2.620.450Buques fletados:Buques petroleros...................................................... 111 11.092,76Buques para GLP ....................................................... 24 539,09Total .......................................................................... 135 11.631,85Con anterioridad a la sanción de la Ley dePetróleo de 1997, teníamos el monopolio de lastuberías brasileñas de petróleo y gas natural y deltransporte de productos derivados del petróleodesde y hacia Brasil. La Ley de Petróleo establecióla libre competencia en la construcción y operaciónde tuberías y facultó a la ANP a autorizar a otrasentidades a transportar crudo, gas natural yproductos derivados del petróleo. Posteriormentetransferimos nuestra red de transporte yalmacenamiento y flete a una subsidiariatotalmente controlada por <strong>Petrobras</strong>, <strong>Petrobras</strong>Transporte S.A.—Transpetro. Dicha transferenciafue exigida por la Ley de Petróleo y facilita aterceros el acceso a la capacidad excedente sindiscriminación alguna. Tenemos acceso preferenciala la red de Transpetro en base a nuestros niveleshistóricos de utilización. En la práctica, esta redtiene un uso muy limitado por parte de terceros.Hemos distribuido etanol al mercado locala través de nuestras tuberías durante 30 años. Dadoque ha aumentado la demanda mundial de etanol,estamos invirtiendo para ampliar nuestra capacidadde transporte y logística en relación con el etanol,incluyendo:• la conversión de la tubería existenteentre Guararema y Bahía deGuanabara para transportar 2,88millones de metros cúbicos por año deetanol para junio de 2010, con un plande ampliación a 4 millones de metroscúbicos por año para diciembre de2010; y• la construcción de una nueva tuberíapara el transporte de 12,9 millones demetros cúbicos por año de etanoldesde Paulínia a São Sebastião,principalmente para exportación.Productos Petroquímicos y FertilizantesNuestras operaciones petroquímicasconstituyen un mercado creciente para el petróleocrudo y otros hidrocarburos que producimos,aumentan nuestro valor agregado y proporcionanfuentes locales para productos que de otra manerase importarían. Nuestro objetivo es expandirnuestras operaciones petroquímicas en Brasil y enotros países de Sudamérica e integrarlas a nuestronegocio global.Nuestras estrategias consisten en:• aumentar la producción local deproductos petroquímicos básicos y45
ealizar actividades de segundageneración y relacionadas conbiopolímeros a través de inversionesen compañías de Brasil y en compañíasextranjeras, captando sinergias dentrode todos nuestros negocios; y• aumentar la producción defertilizantes con el fin de abastecer elmercado brasileño.En el pasado, la industria petroquímicabrasileña estaba fragmentada en un gran númerode pequeñas empresas, muchas de las cuales noeran competitivas a nivel internacional y enconsecuencia no eran buenos clientes para nuestrasmaterias primas petroquímicas. Durante <strong>2008</strong>,participamos en la consolidación y reestructuraciónde la industria petroquímica brasileña.En junio de <strong>2008</strong>, combinamos nuestraparticipación en Suzano Petroquímica (Suzano),incluyendo nuestra participación en Rio PolímerosS.A. y Petroquímica União, con determinadosactivos petroquímicos de União de IndústriasPetroquímicas S.A. (Unipar) en una nueva compañía,Quattor Participações (Quattor). Como resultado deesta asociación, <strong>Petrobras</strong> y Unipar aumentaron laproducción de poliolefinas y productospetroquímicos básicos.También, en <strong>2008</strong>, Odebrecht S.A.,Nordeste Química S.A. y Braskem S.A. (Braskem)implementaron una reestructuración similar enrelación con la adquisición de los activos de IpirangaQuímica.Nosotros y nuestros socios combinamosnuestras participaciones en determinadascompañías petroquímicas en Braskem.Como resultado de esta reestructuración,somos titulares de participaciones minoritarias endos compañías líderes en la industria petroquímicabrasileña, Quattor (40% del capital total, 40% delcapital con derecho a voto) y Braskem (23,8% delcapital total, 31% del capital con derecho a voto).Quattor y Braskem operan en conjunto 27 plantas petroquímicas que producen productos petroquímicosbásicos y plásticos y operaciones relacionadas de procesamiento de desechos y distribución. El siguiente cuadrodescribe la capacidad de producción primaria de Quattor y de Braskem al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>.Materiales PetroquímicosCapacidad Nominal(en millones de toneladaspor año)Quattor ParticipaçõesEtileno........................................................................................... 1,02Propileno ...................................................................................... 0,32Cumeno......................................................................................... 0,31Polietileno .................................................................................... 1,01Polipropileno................................................................................. 0,88BraskemEtileno........................................................................................... 2,48Propileno ...................................................................................... 1,13Polietileno..................................................................................... 1,82Polipropileno................................................................................. 1,04PVC................................................................................................ 0,5246
A través de nuestra participaciónminoritaria en las dos nuevas compañíaspetroquímicas líderes de Brasil, podemos participarmejor en la planificación de las necesidades futurasde la industria.Contamos con cuatro nuevos proyectospetroquímicos en proceso de construcción o endistintas etapas de ingeniería o diseño:• Complexo Petroquímico do Rio deJaneiro—Comperj:plantapetroquímica con una capacidad de150 mil bbl/d que utilizará nuestratecnología petroquímica FFCinnovadora exclusiva para convertircrudo pesado brasileño en productospetroquímicos básicos e intermedios,resinas plásticas, aromáticos, coque,diesel y nafta. Estamos en proceso deseleccionar socios estratégicos yplanificar este proyecto con el objetivode iniciar operaciones en 2012;• Companhia PetroquímicaPernambuco–PetroquímicaSuape:planta de ácido tereftálico purificadocon una capacidad de producción de700.000 toneladas por año, cuyapuesta en marcha tendrá lugar en2010. PetroquímicaSuape fueoriginalmente una joint venture entreCompanhia Integrada Têxtil doNordeste—Citene y Petroquisa. Enagosto de <strong>2008</strong>, Citene dio a conocersu decisión de retirarse de estaasociación y Petroquisa luego adquirióel 100% del proyecto. La construccióncomenzó en <strong>2008</strong>;• Companhia Integrada Têxtil dePernambuco—Citepe: planta deeslingas de poliéster con unacapacidad de producción de 240.000toneladas por año cuya puesta enmarcha está prevista para 2010; y• Companhia de Coque Calcinado dePetróleo—Coquepar: dos plantas decoque calcinado de petróleo, una deellas ubicada en Rio de Janeiro y la otraen Paraná, con una capacidadcombinada de 700.000 toneladas poraño. La puesta en marcha de laprimera de las dos plantas estáprevista para 2011. Coquepar es unajoint venture entre Petroquisa (40%),Unimetal (30%) y Brazil Energy (30%).Nuestras plantas de fertilizantes en Bahia ySergipe producen amoníaco y urea para el mercadobrasileño. En <strong>2008</strong>, estas plantas vendieron 231.000toneladas métricas de amoníaco y 695.000toneladas métricas de urea. Actualmente estamosrealizando estudios de factibilidad en relación conotras dos plantas de fertilizantes:Distribución• Bahia: planta de ácido nítrico con unacapacidad de 120.000 toneladas poraño para abastecer el PoloPetroquímico de Camaçari; y• Centro‐Sur de Brasil: planta (UFN‐3)para la producción de 1 millón detoneladas anuales de urea y 760.000toneladas anuales de amoníaco apartir del gas natural.Nuestro segmento de Distribución vendeproductos derivados del petróleo producidosprincipalmente por nuestras operaciones deSuministro y trabaja para expandir el mercado localde estos y otros combustibles líquidos y de uso en eltransporte. Nuestros principales objetivos son: crearvalor satisfaciendo las crecientes necesidades decombustibles por parte de los clientes, incluyendolos hidrocarburos y biocombustibles tradicionales; ymantener y ampliar nuestra participación en elmercado proporcionando calidad, servicio yliderazgo superior en el creciente sector debiocombustibles.Abastecemos y operamos <strong>Petrobras</strong>Distribuidora S.A.—BR, que representa el 34,9% deltotal del mercado de distribución de Brasil, deacuerdo con la ANP. BR distribuye productosderivados del petróleo, etanol y biodiesel, y gasnatural vehicular para clientes minoristas,comerciales e industriales. En <strong>2008</strong>, BR vendió elequivalente a 698 mil bbl/d de productos derivadosdel petróleo a clientes mayoristas y minoristas, delos cuales la mayor parte correspondió al diesel(39,6%).47
Estadísticas Clave de Distribución<strong>2008</strong> 2007 2006(millones de U$S)Distribución:Ingresos operativos netos ................................................................................ 30.892 23.320 18.681Resultados antes de participación minoritaria e impuesto a las ganancias...... 1.245 676 451Total activo al 31 de diciembre ........................................................................ 4.775 5.652 3.675Inversiones ....................................................................................................... 309 327 351Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, nuestra red BRincluía 5.998 estaciones de servicio o 17,1% de lasestaciones de Brasil. Esta cifra no incluye las 784estaciones en el norte, noreste y noroeste de Brasilque adquirimos a Ipiranga en 2007 y que fueronincorporadas a la red BR en abril de 2009. Véase“Suministro‐Productos Petroquímicos yFertilizantes.” La integración de Ipiranga y susestaciones de servicio a nuestra red fue aprobadapor el Conselho Administrativo de Defesa Econômicao CADE (Autoridad Brasileña Antimonopolio) endiciembre de <strong>2008</strong>.En <strong>2008</strong>, BR ocupó el primer puesto entrelas estaciones de servicio de Brasil. Las estacionesde servicio BR propias y bajo franquiciarepresentaron el 26,3% de las ventas minoristas dediesel, gasolina, etanol, gas natural paraautomotores y lubricantes, de acuerdo con la ANP.La mayoría de las estaciones de servicio BR operabajo franquicias que utilizan la marca comercial BRbajo licencia y nos compran exclusivamente anosotros; también suministramos asistencia técnica,capacitación y publicidad. Somos propietarios de656 estaciones de servicio BR y se nos exige por leysubcontratar la operación de estas estacionespropias a terceros.El mercado minorista de combustible deBrasil es altamente competitivo y estimamos que losprecios estarán sujetos a continuas presiones.Procuramos optimizar la rentabilidad y lafidelización de los clientes consolidando nuestrafuerte imagen y proporcionando una calidad yservicio superior. Consideramos que nuestraposición en términos de participación en el mercadoestá respaldada por una fuerte imagen de la marcaBR, la remodelación de las estaciones de servicio yla incorporación de centros de lubricación yminimercados.El principal combustible utilizado en Brasiles el diesel que representa aproximadamente 766,8mil bbl/d (45,5%) del total del mercado decombustibles brasileño. De conformidad con la ley,se exige que el diesel vendido en Brasil a partir dejulio de <strong>2008</strong> contenga un mínimo de 3% debiodiesel; este porcentaje se incrementará a 4% enjulio de 2009. Actuamos como catalizador paradesarrollar el nuevo mercado obteniendo ymezclando suministros de biodiesel yvendiéndoselos a distribuidores más pequeñoscomo así también a nuestras estaciones de serviciopropias. Brasil es líder mundial en el uso de etanolcomo combustible en vehículos livianos. En laactualidad, el 91,2% de los nuevos vehículos agasolina vendidos en Brasil tienen capacidad parafuncionar con tecnología flexfuel (bicombustible), ylas estaciones de servicio ofrecen una alternativa de100% etanol como así también una mezclacompuesta por 25% de etanol y gasolina, según loexigido por el ente regulador. Si bien noproducimos etanol, hemos respaldado el desarrollode dicho mercado mediante la distribución y ventamayorista de etanol y alentando mejoras en lacalidad del producto.Las estaciones de servicio de nuestra redtambién venden gas natural para automotores. Lacantidad de estaciones de servicio que ofrecen esteproducto ha aumentado a 453 a diciembre de <strong>2008</strong>,de 409 a diciembre de 2007 y las ventas totales degas en <strong>2008</strong> alcanzaron los 566 millones de metroscúbicos (19.989 millones de pies cúbicos)Además distribuimos productos derivadosdel petróleo y biocombustibles bajo la marca BR aclientes comerciales y usuarios industriales.Nuestros clientes incluyen compañías de aviación,de transporte e industriales como así tambiénempresas de servicios públicos y entidadesgubernamentales, la totalidad de los cuales generanuna demanda relativamente estable.Vendemos también productos derivadosdel petróleo producidos por nuestras operaciones48
del segmento Suministro a otros minoristas y amayoristas.Nuestra compañía de distribución de GLP,Liquigas Distribuidora, tenía una participación demercado del 22,3% y se encontraba en el tercerpuesto en ventas de GLP en Brasil en <strong>2008</strong>, según laANP.Participamos en el sector minorista enotros países latinoamericanos a través de nuestrosegmento de negocio Internacional. Véase“Internacional”.Gas y Energía (Gas, Energía y Renovables—Brasil)Durante muchos años hemos desarrolladoen forma simultánea las reservas, infraestructura ymercados de gas natural de Brasil. Como parte deeste proceso, hemos desarrollado fuentes de gas enmar abierto en Brasil y en Bolivia, el gasoductoBolivia‐Brasil, un sistema de transporte interno ycapacidad de generación de energía eléctrica a gas.Hemos construido dos terminales de GNL en <strong>2008</strong>para complementar nuestro suministro interno degas natural. Estas iniciativas contribuyeron aincrementar el suministro de gas natural deaproximadamente 11 millones de metros cúbicospor día (388,5 mmcf/d) en 1999 a 60,7 millones demetros cúbicos por día (2.143,6 mmcf/d) en <strong>2008</strong>. Elgas natural abastecía el 3,7% de las necesidadestotales de energía de Brasil en 1998 en comparacióncon un 10,3% en la actualidad y un 14% proyectadopara 2010, de acuerdo con Empresa de PesquisaEnergética, dependiente del Ministerio de Minas yEnergía.Se estima que los planes de desarrollo denuestras operaciones de Exploración y Producciónoriginarán un aumento substancial de la producciónde gas de las Cuencas Espírito Santo y Santos fuerade la costa brasileña, incluyendo las seccionesanteriores al estrato de sal. Estamos invirtiendo eninfraestructura de transporte con el fin de entregarestos nuevos volúmenes a mercados en el noreste ysudeste de Brasil y mejorar la flexibilidad de nuestrosistema de distribución. El gas natural importado deBolivia jugará un papel menor si bien importante ennuestras operaciones cuando incrementemos laproducción de gas local. Estamos tambiénoptimizando nuestras operaciones comercialesmediante una serie de contratos de venta de gasnatural que nos permiten equilibrar la oferta y lademanda de gas y energía eléctrica.Nuestros principales objetivos en relación con elsegmento de gas y energía son:• agregar valor mediante lamonetización de las reservas de gasnatural de <strong>Petrobras</strong>;• garantizar la flexibilidad y confiabilidadde la comercialización de gas naturalen los mercados termoeléctrico y notermoeléctrico;• expandir nuestros negocios de GNLcon el fin de satisfacer la demanda ydiversificar el suministro de gasnatural; y• optimizar nuestra cartera de plantasde energía termoeléctrica.Estadísticas Clave de Gas y Energía<strong>2008</strong> 2007 2006(millones de U$S)Gas y Energía:Ingresos operativos netos ................................................................................ 8.802 4.912 4.090Pérdida antes de participación minoritaria e impuesto a las ganancias........... (504) (947) (414)Total activo al 31 de diciembre ........................................................................ 14.993 15.536 9.597Inversiones ....................................................................................................... 4.256 3.223 1.664Gas NaturalNuestro negocio relacionado con el gasnatural comprende tres actividades: transporte(construcción y operación de la red de gasoductosbrasileña); participación accionaria en las compañíasde distribución que venden gas natural a usuariosfinales; y comercialización (compra y reventa).49
TransporteNuestro sistema de transporte de gasnatural en Brasil comprende dos sistemasprincipales de gasoductos: el gasoducto de 4.413 km(2.743 millas) Malha Sudeste (Sistema Sudeste) queconecta nuestros principales yacimientosproductores de gas natural en mar abierto de lasCuencas Campos y Espírito Santo con los mercadoscrecientes de la Región Sudeste, incluyendo Rio deJaneiro y São Paulo y el gasoducto de 1.980 km(1.231 millas) Malha Nordeste (Sistema Noreste)que transporta gas desde los yacimientos de gasnatural en tierra y en mar abierto de la RegiónNoreste a consumidores en dicha región. El SistemaSudeste incluye la porción brasileña de 2.593 km(1.612 millas) del gasoducto Bolivia‐Brasil. Los dosprincipales sistemas de gasoductos estaránconectados por el Gasoducto de InterconexiónNoreste Sudeste (GASENE) cuya conclusión seestima para el primer trimestre de 2010. En laRegión Norte, el gasoducto Urucu‐Coari‐Manaus de660 km (410 millas) conectará la cuenca Solimõescon Manaus donde se utilizará gas naturalprincipalmente para la generación de energía comoasí también para satisfacer la demanda industrial,comercial y minorista.En <strong>2008</strong>, invertimos U$S3.300 millonespara mejorar y ampliar el sistema de transporte degas natural. Ampliamos nuestro sistema detransporte de gas natural por un total de 776 km(482 millas) a 6.933 km (4.309 millas), incluyendo laincorporación de los siguientes tramos a losSistemas Sudeste y Noreste:• Gasoducto de 303 km (188 millas) queconecta Cabiúnas con Vitória, donde seencuentra la planta de procesamientode gas que administra el gas producidoen la Cuenca Campos. Este gasoductotiene una capacidad máxima detransporte de 20 millones de metroscúbicos por día (707 mmcf/d) desde laCuenca Espírito Santo a la RegiónSudeste;• Incorporación del tramo de 255 km(158 millas) al gasoducto Campinas–Rio en la Región Sudeste con unacapacidad máxima de transporte de8,6 millones de metros cúbicos por día(303,7 mmcf/d) de gas natural,incrementando nuestra capacidad paraentregar al mercado volúmenesimportados a través del gasoductoBolivia‐Brasil;• Gasoducto de 196 km (122 millas) queconecta Catu con Itaporanga con unacapacidad máxima de transporte de 10millones de metros cúbicos por día(353 mmcf/d) de gas natural desde elyacimiento de gas Manati y otrasfuentes hasta la Región Noreste; y• Gasoducto de 22 km (14 millas) queconecta la terminal de GNL Pecém anuestra red de distribución en laRegión Noreste con una capacidadmáxima de transporte de 7 millones demetros cúbicos por día (247 mmcf/d)de gas natural.Además, estamos en las etapas finales deun programa de construcción de un gasoducto queconectará la mayoría de los principales gasoductosde Brasil permitiendo el transporte de gas a travésde tuberías desde el sur al noreste del país y desdela Cuenca Solimões hasta el mercado amazónico.Ello incrementará la capacidad y flexibilidad denuestros sistemas de gas natural y nos permitiráhacer un mejor uso de los crecientes suministros degas. Estimamos que el programa estará concluidopara el primer trimestre de 2010. El programaincluye:• la construcción del tramo final de 954km (593 millas) del Gasoducto deInterconexión Noreste Sudeste(GASENE), completando así el tramoentre Malha Sudeste y MalhaNordeste. Este gasoducto transportaráhasta un máximo de 20 millones demetros cúbicos por día (707 mmcf/d)desde Cacimbas hasta la ciudad deCatu en el Estado de Bahia y estaráconcluido en el primer trimestre de2010; y• la conclusión del gasoducto Urucu‐Coari‐Manaus de 660 km (410 millas)que suministrará hasta 5,5 millones demetros cúbicos por día (194 mmcf/d)de gas natural desde la CuencaSolimões hasta la ciudad de Manaus apartir del tercer trimestre de 2009.50
El siguiente mapa indica los gasoductos existentes y los gasoductos que se encuentran en etapa deconstrucción.Conductos existentesConductos construidos en <strong>2008</strong>Conductos en construcción en 2009 & 2010GNLHemos finalizado la construcción de dosterminales de GNL: una en Rio de Janeiro en enerode 2009, con una capacidad de producción de 20millones de metros cúbicos por día (706 mmcf/d), yla otra en diciembre de <strong>2008</strong> en Pecém en la RegiónNordeste de Brasil, con una capacidad deproducción de 7 millones de metros cúbicos por día(247 mmcf/d). Dos grandes buques de regasificaciónde GNL brindarán soporte a las terminales, loscuales cuentan con una capacidad de 14 millones demetros cúbicos por día (494 mmcf/d) y 7 millonesde metros cúbicos por día (247 mmcf/d),respectivamente. Las nuevas terminales y buquesde regasificación nos dan flexibilidad para importargas de otras fuentes con el fin de complementar laoferta local de gas natural. Hemos negociado yfirmado contratos de suministro de GNL con variascompañías y Contratos Marco de Venta que seutilizarán para adquirir cargas de inmediato cuandofuera necesario.Participación Accionaria en Compañías deDistribuciónConforme a la legislación brasileña, cadaestado posee el monopolio de la distribución de gaslocal. La mayoría de los estados han constituidosociedades para actuar como distribuidoras de gaslocales y somos titulares de participaciones queoscilan entre 24% y 100% en 20 de estas 27compañías de distribución. No obstante ello, entodas las sociedades en las que somos titulares deuna participación minoritaria, designamos a losprincipales ejecutivos y a los miembros del Consejode Administración. El Estado de Espírito Santo nos51
ha asignado derechos exclusivos para distribuir gasnatural a través de nuestra subsidiaria BR. En <strong>2008</strong>,las compañías de distribución brasileñas vendieronun total de 50 millones de metros cúbicos por día(1.732 mmcf/d) de gas natural, con unaparticipación de <strong>Petrobras</strong> estimada en 22%.El siguiente mapa indica la denominación y ubicación de cada compañía de distribución de gas local en laque poseemos participación accionaria y nuestra participación en dichas compañías.GASAP37.3%GASMAR23.5%GASPISA37.25%41.5%83.0%41.5%41.5%41.5%41.5%41.5%34.5%34,46%41.5%49.0%32.0%100.0%37.4%24.541.040.0%49.0%A continuación se indican las compañías de distribución en las que tenemos las participaciones mássignificativas:DenominaciónEstado% de Participacióndel GrupoVentas de GasPromedio en <strong>2008</strong>(millones de metroscúbicos por día)ClientesCEG RIO ............................................ Rio de Janeiro 37,40 8,99 21.537BAHIAGAS......................................... Bahia 41,50 3,47 277GASMIG............................................ Minas Gerais 40,00 2,41 269BR..................................................... Espirito Santo 100,00 1,83 13.480De acuerdo con nuestras estimaciones, lasdos compañías de distribución en las que tenemosparticipaciones más significativas, CEG Rio yBahiagás, vendieron 18,3% y 7,1% de los volúmenesde gas nacional de Brasil en <strong>2008</strong>, respectivamente.CEG Rio y Bahiagás se encuentran entre las másgrandes distribuidoras de Brasil, ocupando elsegundo y cuarto lugar, respectivamente. Estas52
compañías, junto con los distribuidoresindependientes Comgás (28,3% de los volúmenes degas nacional de Brasil en <strong>2008</strong>) y CEG (17,3% de losmismos), abastecen el 71% del mercado brasileño.ComercializaciónEn <strong>2008</strong>, nuestro segmento de Gas yEnergía suministró un promedio de 60,7 millones demetros cúbicos por día (2.143,6 mmcf/d) de gasnatural para consumo. Del total correspondiente a<strong>2008</strong>, el 18,3% se utilizó en nuestras refinerías, el21,1% se destinó a la generación de energíatermoeléctrica y el 60,6% restante fue consumidopor los usuarios de gas natural industriales,comerciales y minoristas.En <strong>2008</strong>, nuestro segmento de Exploracióny Producción abasteció el 50% del total de nuestrosrequerimientos de gas e importamos el 50%restante de Bolivia. Estimamos que la proporcióndel gas local en nuestro mix de oferta totalaumentará en el futuro cuando nuestro segmentode Exploración y Producción ponga en operaciónnuevos yacimientos de gas.El siguiente cuadro describe las fuentes de nuestro suministro de gas natural, nuestras ventas y consumointerno de gas natural, y los ingresos correspondientes a los tres últimos ejercicios:Suministro y Ventas de Gas Natural <strong>2008</strong> 2007 2006(millones de metros cúbicos por día)Fuentes de suministro de gas naturalProducción local........................................................................................... 30,3 22,4 21,9Importado de Bolivia.................................................................................... 30,4 26,9 24,4Gas Natural Licuado ..................................................................................... 0,0 0,0 0,0Total suministro de gas natural ........................................................................ 60,7 49,3 46,3Ventas de gas naturalVentas a compañías de distribución de gas locales(1) ................................. 36,8 35,1 33,7Ventas a plantas de generación a gas........................................................... 12,8 4,1 6,1Total ventas de gas natural............................................................................... 49,6 39,3 39,8Consumo interno (refinerías y centrales de generación a gas)(2) .................... 11,1 10,0 6,5Ingresos (miles de millones de U$S )(3)............................................................ 6,0 3,4 1,8________________________(1) Incluye ventas a compañías de distribución de gas locales en las cuales poseemos una participación accionaria.(2) Incluye gas utilizado en el sistema de transporte.(3) Excluye consumo interno.El siguiente cuadro describe la utilización en nuestros principales mercados de nuestro suministro de gasnatural desde 2006 a <strong>2008</strong>:Consumo de Gas Natural <strong>2008</strong> 2007 2006(millones de metros cúbicos por día)Industrial, comercial y minorista ................................................. 36,8 35,1 33,7Centrales de generación eléctrica a gas ...................................... 14,7 5,8 6,1Refinerías .................................................................................... 7,9 10,3 6,5El consumo de gas natural por los clientesindustriales, comerciales y minoristas aumentó 4,5%por año desde 2006 a <strong>2008</strong>. El aumento en elmercado no‐termoeléctrico se produjoprincipalmente como resultado del preciocompetitivo del gas natural en comparación con elfuel oil, la principal alternativa de energía. Elconsumo termoeléctrico aumentó 153% desde 2007a <strong>2008</strong>, debido principalmente a una mayorparticipación de las plantas de generación a gas enel sistema eléctrico de Brasil.Contratos de Venta de Gas y PreciosEn 2007 incorporamos una nueva serie decontratos relacionados con el gas que ofrecen a losusuarios cuatro opciones de suministro diferentesque nos brindan flexibilidad para ajustar nuestrasventas de gas a los volúmenes disponibles. Lasprincipales características de estos contratos son lassiguientes:53
• Firme Inflexible: el distribuidorgarantiza el pago en virtud decontratos “take or pay” y nosotrosgarantizamos la entrega del volumencontratado.• Firme Flexible: podemos interrumpir elsuministro de acuerdo con lascondiciones negociadas, en cuyo casoacordamos suministrar un combustiblesustituto y compensar los costosadicionales del usuario final. El precioes equivalente al gas vendido en virtudde contratos bajo la modalidad FirmeInflexible.• Interrumpible: tenemos derecho ainterrumpir el suministro de acuerdocon las condiciones negociadas y eldistribuidor o usuario final esresponsable de encontrarcombustibles alternativos. Bajo estamodalidad de contrato, el distribuidorpaga un precio más bajo por el gas.• Preferencial: estamos obligados asuministrar gas natural según lademanda, pero el usuario tiene elderecho de interrumpir las compras encualquier momento. Estimamos queeste tipo de contrato será utilizadoprincipalmente por usuarios degeneración termoeléctrica que utilizanGNL.El precio del gas en los primeros trescontratos incluye un componente fijo, que esrevisado anualmente en base al índice de inflaciónIGP‐M, y un componente variable que es revisadotrimestralmente en base a la canasta de fuel oil y lavariación del tipo de cambio. El precio en loscontratos bajo la modalidad preferencial se basa enun componente fijo, que es revisado anualmente enbase al índice de inflación IPCA, y un componentevariable en base al precio de GNL importado, que esrevisado mensualmente en base a la tasa Henry Huby la variación del tipo de cambio.Durante <strong>2008</strong>, hemos convertido 9 de 18clientes a los nuevos contratos, además de los tresclientes convertidos en 2007. En virtud de estosnuevos contratos, aproximadamente el 53% deltotal de nuestras ventas de 36,8 millones de metroscúbicos por día (1.299,6 mmcf/d) se entregó acompañías de distribución en el mercado notermoeléctrico en <strong>2008</strong>. Utilizaremos los nuevoscontratos para entregar hasta el 63% de losvolúmenes asignados al mercado no termoeléctricohasta 2012.El siguiente cuadro describe los volúmenes asignados al mercado no termoeléctrico hasta 2012 en virtudde los nuevos contratos de suministro:Tipo de Contrato de SuministroAño en que se firmó elContrato Firme Inflexible Firme Flexible Interrumpible Total(millones de metros cúbicos por día)2007 .................................. 7,37 1,75 2,6 11,72<strong>2008</strong> .................................. 15,24 2,03 1,90 19,17Total................................ 22,61 3,78 4,50 30,8954
El siguiente cuadro describe nuestros futuros compromisos de suministro de gas desde 2009 hasta 2013,incluyendo ventas a compañías locales de distribución de gas y centrales de generación a gas.Contratos de Venta de Gas Natural 2009 2010 2011 2012 2013(millones de metros cúbicos por día)A compañías locales de distribución de gas:Partes relacionadas(1)..................................................................... 15,06 17,16 18,66 19,23 19,50Terceros .......................................................................................... 17,63 18,09 17,68 17,36 17,21A centrales de generación a gas:Partes relacionadas(1)..................................................................... 4,71 3,57 4,65 3,72 3,39Terceros .......................................................................................... 0,82 6,38 7,06 8,00 8,71Total(2)............................................................................................ 38,22 45,20 48,05 48,31 48,81Ingresos estimados por contrato (miles de millones deU$S)(3)(4)........................................................................................ 3,5 4,0 4,5 4,8 5,0(1) A los fines de este cuadro, “partes relacionadas” incluye todas las compañías locales de distribución de gas y las centrales de generacióneléctrica en las que poseemos una participación accionaria y “terceros” se refiere a aquellas compañías en las que no poseemosparticipación accionaria.(2) Los volúmenes estimados están basados en acuerdos “take or pay” en nuestros contratos, volúmenes estimados y contratos en procesode negociación y no ventas máximas.(3) Las cifras indican ingresos neto de impuestos. Las estimaciones están basadas en ventas externas y no incluyen consumo interno otransferencias.(4) Los precios podrán ser ajustados en el futuro y los montos reales pueden variar.Compromisos a largo plazo relacionadoscon el Gas NaturalNuestra inversión en el gasoducto Bolivia‐Brasil en 1996 fue el resultado de una serie decontratos a largo plazo celebrados con trescompañías:• Contrato de Suministro de Gas (CSG)con la empresa estatal bolivianaYacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos (YPFB) para la compra devolúmenes mínimos específicos de gasnatural a precios vinculados con elprecio internacional del fuel oil hasta2019. Después de dicha fecha, elacuerdo puede prorrogarse hasta laentrega de la totalidad del volumencontratado. En febrero de 2007,acordamos realizar pagos adicionales aYPFB correspondientes a líquidoscontenidos en el gas natural adquiridoa través del CSG, por un monto queosciló entre U$S100 millones y U$S180millones por año. La reforma del CSGse encuentra aún en etapa denegociación, y el pago será retroactivoa mayo de 2007;• Contrato de Transporte en Firme (Shipor‐Pay)con Gas Transboliviano (GTB),propietaria y operadora del tramoboliviano del gasoducto paratransportar volúmenes mínimosespecíficos de gas natural hasta 2019;y• Contrato de Transporte en Firme (Shipor‐Pay)con Transportadora BrasileiraGasoduto Bolivia‐Brasil (TBG),propietaria y operadora del tramobrasileño del gasoducto paratransportar volúmenes mínimosespecíficos de gas natural hasta 2019.55
El volumen que estamos obligados a transportar en virtud de los contratos de transporte en firme en general seestableció de manera tal de coincidir con nuestra obligación de compra en virtud del CSG. Los siguientes cuadrosindican nuestros compromisos contractuales en virtud de estos contratos correspondientes al período de cincoaños comprendido entre 2009 a 2013.Compromisos de Compra y Transporte de Gas Natural 2009 2010 2011 2012 2013Compromisos de compra con YPFBVolumen comprometido (millones de metros cúbicos por 24,06 24,06 24,06 24,06 24,06día)(1)..........................................................................................Volumen comprometido (mmcf/d)(1)......................................... 850,00 850,00 850,00 850,00 850,00Proyección del crudo Brent (U$S)(2) ........................................... 58,00 61,00 72,00 74,00 68,00Pagos estimados (millones de U$S)(3) ........................................ 1.488,00 1.235,00 1.359,00 1.475,00 1.441,00Contrato de Transporte en Firme (Ship‐or‐pay) con GTBVolumen comprometido (millones de metros cúbicos por 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00día) ..............................................................................................Volumen comprometido (mmcf/d) 1.059,00 1.059,00 1.059,00 1.059,00 1.059,00Pagos estimados (millones de U$S)(4) ........................................ 59,08 59,37 59,67 59,98 60,28Contrato de Transporte en Firme (Ship‐or‐pay) con TBGVolumen comprometido (millones de metros cúbicos por 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00día) ..............................................................................................Volumen comprometido (mmcf/d) ............................................. 1.059,00 1.059,00 1.059.00 1.059,00 1.059,00Pagos estimados (millones de U$S)(4) ........................................ 398,21 400,20 402,20 404,21 406,23(1) 25,3% del volumen contratado suministrado por <strong>Petrobras</strong> Bolivia.(2) Estimación del precio del crudo Brent en base a nuestro Plan de Negocios 2009‐2013.(3) Precios corrientes. Los precios del gas pueden ajustarse en el futuro en base a lo establecido en el contrato y los montos reales puedenvariar.(4) Montos calculados tomando como base los precios corrientes definidos en los contratos de transporte de gas natural.EnergíaActualmente, la capacidad eléctricainstalada total de Brasil es de 98.809 MW, de la cualaproximadamente el 81% corresponde a lascentrales hidroeléctricas de bajo costo que cubrenaproximadamente el 89% de las necesidades deenergía eléctrica del país. Si bien las centraleshidroeléctricas cuentan con una serie de ventajas yestán específicamente diseñadas para satisfacer lasnecesidades básicas de energía eléctrica, no puedenampliarse fácilmente, tienen una capacidad limitadapara cubrir picos de demanda y son vulnerables enperíodos de sequía prolongada. En consecuencia,Brasil ha desarrollado capacidad de generacióntermoeléctrica a fin de complementar el sistemahidroeléctrico básico. Dado que el crecimientoeconómico del país origina una mayor demanda deenergía, se estima que la generación termoeléctricatendrá un papel cada vez mayor en términos desatisfacer las necesidades energéticas de Brasil.Como parte de esta tendencia nacional,hemos desarrollado y operado centrales degeneración termoeléctrica a gas. Actualmentetenemos participación en 23 centrales degeneración termoeléctrica y controlamos 14 deellas. Como resultado de nuestras inversiones en elsector energético, actualmente suministramos el50% del total de la capacidad instalada degeneración termoeléctrica a gas en Brasil, deacuerdo con la ANEEL.Durante <strong>2008</strong>, generamos 2.025 MWavg deelectricidad, de los cuales un 78% fue generado enla Región Sudeste del país, 8% en el Sur y un 14% enel Noreste.Ventas de ElectricidadParticipamos en el mercado de energíabrasileño mediante la venta de “disponibilidadstandby” a empresas de servicios públicos enlicitaciones reguladas y mediante la celebración decontratos bilaterales principalmente con compañíasde distribución de energía. Vendimos un promediode 1.902 MWavg en <strong>2008</strong> en comparación con unpromedio de 1.535 MWavg en 2007, representandoun aumento del 24%. Nuestra estrategia incluyetambién la exportación de energía a países vecinos.En <strong>2008</strong>, exportamos 39,4 MWavg a Argentina yUruguay.56
Nuestras centrales de generación a gastienen una capacidad instalada de 4.550 MWbrutos, equivalente a aproximadamente el 5% deltotal del sistema de energía de Brasil. Además,controlamos una central termoeléctrica a petróleocon una capacidad instalada de 31,8 MW brutos. Sinembargo, a fines de <strong>2008</strong>, solo teníamos unacapacidad comercial de 1.815 MW en estascentrales debido a limitaciones en el abastecimientode gas. La capacidad comercial es la capacidad degeneración de energía que el ente regulador deBrasil nos permite vender según lo determinado porun proceso de certificación.El siguiente cuadro describe nuestra capacidad instalada, la capacidad comercial certificada y lageneración de electricidad correspondientes a los últimos tres ejercicios:Capacidad Instalada y Utilización de <strong>Petrobras</strong> <strong>2008</strong> 2007 2006(MW)Capacidad instalada bruta........................................................... 4.581,8 4.261,8 4.143,0Capacidad instalada neta ............................................................ 4.427,0 4.112,0 3.997,0Capacidad comercial certificada(1) ............................................. 1.595,0 1.682,0 2.083,0Electricidad generada (MWavg) ................................................. 2.025,0 578,3 354,4(1) Promedio ponderado de la capacidad comercial certificada correspondiente al ejercicio.Disponibilidad StandbyLas centrales termoeléctricas que operansin carga de base como las nuestras se utilizan paracomplementar la generación hidroeléctrica cuandofuera necesario. Históricamente, debido al régimende precios de la energía en Brasil, ha resultado difícilpara estas centrales, que operan con un factorpromedio de utilización bajo, cubrir los costosoperativos y obtener un retorno de capital. En2004, se aprobó en Brasil el Nuevo ModeloRegulatorio del Sector Eléctrico conforme al cual lasempresas de servicios públicos deben asegurar susnecesidades previstas de energía en virtud decontratos a largo plazo a través de licitacionescoordinadas por el Ministerio de Minas y Energía.Las empresas de generación termoeléctricapresentan sus ofertas en estas licitaciones paraproporcionar “disponibilidad standby” hasta sucapacidad comercial certificada, si bien no seránnecesariamente convocadas para generar estaenergía. Sólo aquella porción de nuestra capacidadtermoeléctrica definida como Nueva Energía envirtud del Nuevo Modelo Regulatorio del SectorEléctrico es elegible para ser vendida a través delsistema de licitación.En las licitaciones de 2005 y 2006 vendimosdisponibilidad standby por 1.391 y 205 MWavg,respectivamente, conforme a contratos con plazosde 15 años a partir de <strong>2008</strong> hasta 2011. En virtudde estos contratos, percibiremos un monto fijo yasea que generemos o no energía, y un montoadicional por la energía efectivamente generada aun precio fijado en la fecha de la licitación yrevisado anualmente en base a una canasta de fueloil ajustada de acuerdo con la inflación. Estoscontratos generan pérdidas cuando nuestros costosreales de generación de energía aumentan ynuestros precios ajustados según la fórmula noaumentan de la misma forma. En la licitación llevadaa cabo en 2007, no vendimos la totalidad de nuestracapacidad disponible elegible dado que las centralesde generación eléctrica a gas fueron menoscompetitivas que otras fuentes de generación deenergía. No participamos en la licitación de <strong>2008</strong>debido a la falta de capacidad termoeléctricaelegible.Contratos BilateralesVendemos la mayoría de la capacidad comercial nodefinida como Nueva Energía en virtud de contratosbilaterales a largo plazo, principalmente concompañías de distribución de electricidad. Dichoscontratos se encuentran sujetos a reglamentacionesque regulaban el sector energético de Brasil antesde la aprobación del Nuevo Modelo Regulatorio delSector Eléctrico. En virtud de estos contratos, seremunera nuestra capacidad termoeléctrica en basea una combinación de factores: si realmentegeneramos energía o no, la capacidad de generación57
eléctrica certificada de cada central, y lascondiciones de oferta y demanda en el mercadoenergético de Brasil. Cada uno de estos factores esdeterminado por los organismos regulatorioscorrespondientes de Brasil, incluyendo el Ministeriode Minas y Energía, el Operador Nacional doSistema Elétrico—ONS (Operador del SistemaEléctrico Nacional), y la Câmara de Comercializaçãode Energia Elétrica—CCEE (Cámara deComercialización de Energía Eléctrica).Nuestros ingresos en virtud de estoscontratos han disminuido debido al limitadosuministro de gas natural que afecta la capacidad degeneración eléctrica certificada de nuestrascentrales de generación a gas. Aún cuandoincrementemos la oferta disponible de gas natural,es difícil estimar nuestras ganancias en virtud deestos contratos ya que los márgenes netos estánsujetos a ajustes coordinados por la CCEE. Además,los contratos no nos permiten trasladardirectamente a nuestros clientes las variaciones enlos costos de compra del gas natural. En 2009, 1.124MWavg de nuestra capacidad de generación estarásujeta a los términos y condiciones de estoscontratos bilaterales, con 1.032 MWavgcomprometidos en 2010, 1.030 MWavg en 2011 y2012 y 1.029 MWavg en 2013. Estos contratosvencerán en forma gradual y el último vencimientoserá en 2028.Durante períodos de preciosinternacionales de gas elevados y baja demanda deenergía en Brasil, a menudo resulta más rentablepara nosotros vender nuestro gas directamente almercado que generar cantidades contratadas deenergía a partir de nuestras propias centrales degeneración a gas. En estas circunstancias, tenemosla flexibilidad de cumplir con nuestros compromisoscontractuales mediante la adquisición de energía aterceros. En años anteriores, la oferta limitada degas natural afectaba nuestra capacidad de generarelectricidad a partir de nuestras propias centralestermoeléctricas, aún cuando hubiese sido rentablepara nosotros hacerlo. Problemas con nuestrainfraestructura de gas natural también nosexpusieron a multas cuando no podíamos entregarlas cantidades contratadas de electricidad. Pagamosmultas por un monto total de R$434 millones(U$S236 millones) en <strong>2008</strong>, R$89 millones (U$S48millones) de los cuales estuvieron relacionados conhechos ocurridos en 2007. Estimamos poderabastecer totalmente nuestras centrales degeneración a gas una vez concluida nuestra red dedistribución de gas natural en 2010. Para eseentonces, prevemos tener mayor flexibilidad paradecidir, semanalmente, la mejor manera de utilizarnuestros recursos de gas en los mercadostermoeléctrico y no termoeléctrico en base a lascondiciones económicas existentes.Aumento de Nuestra Capacidad ComercialEn mayo de 2007, de acuerdo con normasaplicables a la industria, celebramos un contrato conla ANEEL en virtud del cual debemos incrementarnuestra capacidad de suministro de energía alsistema a partir de nuestras centrales a 4.766,1 MWpara 2011. Lograremos esta meta mediante elaumento del suministro de gas natural, incluyendoGNL, convirtiendo algunas de las centrales eléctricasexistentes en centrales eléctricas de alimentacióndual y alquilando centrales eléctricas a petróleo dereserva. Excluyendo nuestros requerimientos deenergía propios, estimamos contar con unacapacidad comercial promedio de 3.259 MWdisponible para la venta en 2011, de los cualesaproximadamente el 49% ya ha sido vendido en laslicitaciones de 2005 y 2006 y el 46% está sujeto acontratos bilaterales.El siguiente cuadro describe nuestros compromisos en virtud de contratos de disponibilidad standby ybilaterales, energía adquirida a terceros, y la energía que estimamos estará disponible para la venta si se concluyela infraestructura para la entrega de gas a nuestras centrales termoeléctricas.<strong>2008</strong> 2009 2010 2011(MWavg)Contratos de disponibilidad standby ................. 352 821 1.391 1.596Contratos bilaterales ......................................... 1.902 1.438 1.789 1.737Capacidad comercial (MW)(1)............................ 1.595 2.707 3.543 3.724Adquirida a terceros........................................... 888 230 200 200Disponible para la venta(1) ................................ 229 679 563 591(1) Proyecciones basadas en la capacidad actual y el suministro de gas previsto58
Energía Renovable y Reducción de los Gases deEfecto Invernadero (GEI)También hemos invertido en una cantidadde fuentes de generación de energía renovable enBrasil, incluyendo centrales de generación deenergía eólica, solar e hidroeléctrica. Nuestraspequeñas centrales hidroeléctricas poseen unacapacidad instalada de 243 MW brutos, de loscuales 73.4 MW se estima resultarán operativos en2009.Como parte de nuestro Plan Estratégico2020 hemos adoptado una estrategia de cambioclimático a fin de reducir los gases de efectoinvernadero (GEI) bajo el Mecanismo de DesarrolloLimpio. Entre nuestros proyectos de reducción degases de efecto invernadero se incluye el desarrollode una central de energía eólica en el noreste deBrasil, una pequeña central hidroeléctrica en elsudeste de Brasil, generación eléctrica mediante lautilización de turboexpansores en nuestrasrefinerías, reducción de emisiones de óxido nitrosoprovenientes de nuestras plantas de fertilizantes yel uso de calor residual para la cogeneración ennuestras refinerías.Nuestro Programa de Conservación deEnergía Interna tiene como objetivo mejorar laeficiencia energética en todas nuestras unidades.Como resultado de este programa, en <strong>2008</strong> hemosevitado emisiones de dióxido de carbono poraproximadamente 40 mil toneladas.Energía BiorenovableEl objetivo de <strong>Petrobras</strong> es convertirse enun importante productor de biodiesel en Brasil yparticipar en forma activa en la creciente industriade etanol brasileña, especialmente en laproducción, transporte y exportación de etanol.Brasil posee condiciones climáticas y de sueloaltamente favorables para el cultivo de caña deazúcar y aceite vegetal y es un actor importante enel mercado internacional de biocombustibles.El etanol extraído de la caña de azúcar esmuy utilizado como substituto de la gasolina enBrasil. Actualmente no producimos etanol, pero lodistribuimos a través de nuestro segmento deDistribución. Proyectamos ampliar nuestraparticipación en el negocio del etanol a través deasociaciones con productores de etanol y clientesinternacionales donde nuestro papel consistiríabásicamente en ser productores, transportadores yexportadores de etanol brasileño. Asimismo,nuestro objetivo es participar en el crecimiento delmercado interno de etanol invirtiendo en plantas deetanol que alcanzarán una producción de 63,6 milesde barriles en 2013.En los últimos años, hemos invertido en laintroducción de biodiesel en el mercado brasileño.Conforme a la ley, el diesel vendido en Brasil a partirde enero de <strong>2008</strong> debía contener un mínimo de 2%de biodiesel; esta proporción se incrementó al 3%en julio de <strong>2008</strong>. Con el fin de cumplir con estaexigencia, hemos estado obteniendo y mezclandosuministros de biodiesel y proporcionándolos adistribuidores más pequeños así como también anuestras propias estaciones de servicio.Hemos firmado contratos para obteneraceites vegetales e industriales con el fin deabastecer a nuestras tres plantas de biodiesel conuna capacidad combinada de 2.950 bbl/d. Estasplantas se encuentran ubicadas en el noreste deBrasil en Candeias y Quixada y en el sudeste deBrasil en Montes Claros. Nuestro objetivo esincrementar nuestra participación en la industriacon una capacidad instalada objetivo de producciónde 11.000 bbl/d de biodiesel en Brasil para 2013. Lacreación de <strong>Petrobras</strong> Biocombustível en julio de<strong>2008</strong> para consolidar todas las iniciativas relativas ala producción de etanol y biodiesel refuerza nuestrocompromiso con el medio ambiente y laresponsabilidad social.También hemos desarrollado una nuevatecnología de refinación (H‐Bio) que nos permiteintroducir aceites vegetales en nuestras refineríasexistentes para producir un diesel de mejor calidad.Seis de nuestras refinerías ya están preparadas parautilizar la tecnología H‐Bio y proyectamos adaptartodas nuestras refinerías a este proceso, que nosotorgará una mayor flexibilidad en cuanto amaterias primas y nos brindará acceso a losmercados que requieren diesel de mejor calidad.InternacionalContamos con operaciones en 23 países delexterior que comprenden todas las fases delnegocio energético. Nuestros principales objetivosen las operaciones internacionales son:59
• utilizar nuestra experiencia técnica enexploración y producción en aguasprofundas a fin de participar enregiones en mar abierto con altopotencial; y• expandir e integrar operacionesinternacionales de downstream connuestras actividades locales.Estadísticas Internacionales Clave<strong>2008</strong> 2007 2006(millones de U$S)Internacional:Ingresos operativos netos .................................................................. 10.940 9.101 6.071Resultados antes de participación minoritaria e impuesto a lasganancias............................................................................................ (605) (237) 571Total activo al 31 de diciembre......................................................... 13.439 11.717 10.274Inversiones ......................................................................................... 2.908 2.864 2.637Los ingresos operativos netos de nuestrosegmento Internacional representaron el 9,3% denuestros ingresos operativos netos totales en <strong>2008</strong>(10,4% en 2007 y 8,4% en 2006). El activo total denuestro segmento Internacional al 31 de diciembrede <strong>2008</strong> representó el 10,7% de nuestro activo total(9% en 2007 y 10,4% en 2006).Actividades Internacionales de Exploración yProducción (Upstream)Nuestra estrategia apunta a integrarnuestras operaciones mediante la captación desinergias en nuestras actividades de upstream ydownstream en América Latina, América del Norte yAsia. Nuestras actividades internacionales deupstream se concentrarán en regiones tales como elGolfo de México y Africa Occidental donde existenoportunidades para capitalizar la experiencia enaguas profundas que hemos desarrollado en Brasil.También estamos desarrollando tareas deexploración preliminares en el norte de Africa, Asia,Europa y Medio Oriente. Nuestros recientesdescubrimientos de reservas en las seccionesanteriores al estrato de sal en Brasil nos han llevadoa reducir los gastos proyectados para las actividadesinternacionales, en relación con nuestrasactividades locales.Durante <strong>2008</strong>, hemos desarrolladoactividades de upstream en 19 países fuera de Brasil(Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, México,Perú, Venezuela, Estados Unidos, Angola, Nigeria,Tanzania, Mozambique, Senegal, India, Portugal,Irán, Pakistán, Libia y Turquía). Véase “DescripciónGeneral del Grupo” en relación con una descripciónacerca de producción y reservas por país.Durante <strong>2008</strong>, nuestras inversionescorrespondientes a las actividades internacionalesde exploración y producción representaron el 16,1%de nuestra inversión total en exploración yproducción.Hemos contratado tres unidades deperforación y una plataforma para brindar soporte anuestras operaciones de exploración en aguas ultraprofundas en el Africa Occidental y el Golfo deMéxico, entre otras regiones. Estas unidadescomenzarán a operar entre 2009 y 2011 en virtudde contratos por plazos de cinco a diez años.60
El siguiente cuadro indica nuestra inversión en actividades internacionales de exploración y ladistribución geográfica de la misma en <strong>2008</strong>, 2007 y 2006.<strong>2008</strong> 2007 2006Total de inversiones en actividades internacionales de exploración (miles de 0,92 1,17 1,26millones de U$S) ..............................................................................................De las cuales:América del Sur.............................................................................................. 9,74% 11,57% 11,70%Argentina`.................................................................................................. 5,43% 3,27% 6,40%Bolivia ........................................................................................................ 2,90% 0,01% 0,60%Colombia.................................................................................................... 0,00% 6,67% 3,60%Perú, Ecuador, Venezuela.......................................................................... 1,41% 1,62% 1,10%Costa Oeste de Africa..................................................................................... 4,47% 5,76% 43,70%Golfo de México............................................................................................. 53,92% 23,72% 31,50%Equipos de Perforación y otros(1).................................................................. 31,87% 58,95% 13,10%(1) En <strong>2008</strong>, el 31,52% del 31,87% está relacionado con inversiones en equipos de perforación.61
En <strong>2008</strong>, nuestra producción neta fuera de Brasil promedió 123,6 mbbl/d de crudo y LGN y 17,1 millonesde metros cúbicos por día (602,6 mmcf/d) de gas natural. El siguiente cuadro indica nuestra inversión enactividades internacionales de desarrollo y la distribución geográfica de la misma en <strong>2008</strong>, 2007 y 2006.<strong>2008</strong> 2007 2006Total inversiones en actividades internacionales de desarrollo (miles de1,62 1,39 1,04millones de U$S) ..............................................................................................De las cuales:América del Sur.............................................................................................. 44,27% 40,55% 41,80%Argentina................................................................................................... 30,81% 21,48% 26,50%Bolivia ........................................................................................................ 1,21% 1,60% 1,30%Colombia.................................................................................................... 4,80% 5,55% 2,80%Perú, Ecuador, Venezuela.......................................................................... 7,45% 11,92% 11,20%Costa Oeste de Africa..................................................................................... 38,32% 36,05% 41,00%Golfo de México............................................................................................. 17,41% 23,40% 17,20%América LatinaContamos con operaciones en casi todaslas principales cuencas hidrocarburíferas deArgentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Perúy Venezuela. En <strong>2008</strong> nuestra producción netapromedio en la región (excluyendo Brasil) fue de211,6 mboe/d, o el 94,44% de nuestra produccióninternacional. Las reservas en la región representanel 86,27% de nuestras reservas internacionales.La región en la que contamos con mayorcantidad de operaciones fuera de Brasil esArgentina, la cual en <strong>2008</strong> representó el 44,65% denuestra producción internacional. Nuestrasoperaciones en Argentina se realizan principalmentea través de nuestra participación del 67,2% en<strong>Petrobras</strong> Energía S.A. (PESA). Nuestra producciónse concentra en las Cuencas Neuquén, Austral y SanJorge con una contribución menor de la CuencaNoroeste. Durante <strong>2008</strong>, hemos incrementadonuestra participación en los bloques Sierra Chata yParva Negra a 45,55% y 100%, respectivamente.Asimismo, hemos adquirido una participación del13,72% en los bloques El Tordillo y La Tapera‐PuestoQuiroga. Además, hemos firmado un acuerdo condos socios para explorar dos bloques en la CuencaMalvinas y un bloque en la Cuenca del Golfo de SanJorge, en el cual <strong>Petrobras</strong> Energía S.A. (PESA) estitular de una participación del 33%. Nuestraproducción en Argentina alcanzó un promedio de100.000 barriles de petróleo equivalente por día en<strong>2008</strong>. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, nuestrasreservas probadas eran de aproximadamente 290,6mmboe, representando una disminución del 1,45%comparado con 2007.En Bolivia, nuestra producción alcanzó unpromedio de 276,40 mmcf/d de gas natural en<strong>2008</strong>, el 20,53% de nuestra produccióninternacional total, principalmente proveniente delos yacimientos San Alberto y San Antonio. Luegode la sanción del decreto gubernamental de fecha1° de mayo de 2006 que dispuso la nacionalizaciónde los hidrocarburos, hemos celebrado nuevosacuerdos en virtud de los cuales continuamosoperando los yacimientos pero se nos exige realizartodas las ventas de hidrocarburos a través de YPFBcon el derecho de recuperar nuestros costos yparticipar en las ganancias. Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong>, nuestras reservas probadas de gas naturaleran de aproximadamente 248,2 mmboe en Bolivia.El 25 de enero de 2009, Bolivia adoptó una nuevaconstitución que prohíbe la propiedad privada delos recursos de petróleo y gas del país. En vista de lanueva constitución, es posible que debamosimputar a pérdida algunas o la totalidad de nuestrasreservas probadas en Bolivia hacia fines de 2009.En Colombia, tenemos participación ensiete contratos de producción y 15 contratos deexploración en tierra y somos operadores en 8 deestos contratos. Nuestra producción alcanzó unpromedio de 15,43 mboe/d en <strong>2008</strong>, lo querepresentó el 6,91% de nuestra produccióninternacional. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, nuestrasreservas probadas en Colombia eran deaproximadamente 28,8 mmboe.En Ecuador, tenemos una participación del30% en el Bloque 18. Asimismo, tenemos unaparticipación del 11,42% en el oleoducto de 500 km(311 millas) Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) conuna capacidad de 450 mbbl/d. En octubre de <strong>2008</strong>,62
firmamos un acuerdo con el gobierno ecuatorianopor el cual se estableció un plazo de 1 año pararenegociar nuestra concesión en el Bloque 18. El 31de diciembre de <strong>2008</strong>, devolvimos la concesión paraexplorar el Bloque 31 de acuerdo con un contratocon el gobierno ecuatoriano e imputamos a pérdidaU$S77 millones en relación con dicho bloque.Nuestra producción alcanzó un promedio de 11,40mboe/d en <strong>2008</strong>. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>,nuestras reservas probadas eran deaproximadamente 6,6 mmboe, representando unadisminución del 85,16% comparado con 2007debido a reclasificaciones de reservas y producción.Hemos celebrado contratos de servicio enrelación con los bloques Cuervito y Fronterizo en laCuenca Burgos de México a partir 2003. En virtudde estos contratos de servicio, percibimoshonorarios por nuestros servicios, pero todo pozoproductivo se transfiere a la compañía petroleranacional mexicana Pemex. Hemos celebrado otroscontratos con PEMEX a fin de compartir nuestraexperiencia en aguas profundas.Somos titulares de participaciones en seisbloques en Perú. En el Bloque X, en la cuencaTalara, realizamos actividades de desarrollo yrecuperación secundaria. Nuestra producciónalcanzó un promedio de 16,12 mboe/d en <strong>2008</strong>. Al31 de diciembre de <strong>2008</strong>, nuestras reservasprobadas eran de aproximadamente 118,6 mmboe.Realizamos actividades de exploración en los otroscinco bloques. En <strong>2008</strong>, nuestro socio Repsol hainformado acerca de un descubrimiento de gas en elBloque 57, en el cual actualmente somos titularesde una participación del 46,2%. En la actualidad seestán llevando a cabo ensayos en el área y aún nosresta cuantificar la magnitud del descubrimiento.Nuestra producción neta en Venezuela en<strong>2008</strong> promedió los 14,10 mboe/d como resultadode joint ventures en los yacimientos Oritupano‐Leona, Acema, La Concepción y Mata, donde elgobierno venezolano es el titular mayoritario y eloperador.América del NorteEl Golfo de México es una regiónestratégicamente importante para nosotros yconcentramos nuestras actividades principalmenteen yacimientos en aguas profundas que capitalizannuestra experiencia en Brasil.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> éramostitulares de participaciones en 259 bloques en marabierto en el Golfo de México de los EstadosUnidos, de los cuales operamos 161. Nuestraproducción alcanzó un promedio de 4,55 mboe/d en<strong>2008</strong>. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, nuestrasreservas probadas alcanzaban aproximadamente36,6 mmboe, representando una disminución del27,34% comparado con 2007 debido principalmentea la baja de los precios del petróleo. Durante <strong>2008</strong>,imputamos a pérdida U$S115 millones relacionadoscon nuestra inversión en el yacimiento Cottonwood.Somos titulares de participaciones encuatro yacimientos en el Terciario Inferior, en elCuadrante Walker Ridge. Operamos los yacimientosCascade y Chinook, en los cuales poseemosparticipaciones del 50% y 66%, respectivamente, ysomos titulares de una participación no operativadel 25% en cada uno de los yacimientos St. Malo yStones. Otros descubrimientos en aguas profundasen el Golfo de México incluyen los yacimientosCottonwood y Coulomb, los cuales ya seencuentran en producción.En diciembre de 2006, el Servicio deAdministración de Minerales de los Estados Unidosaprobó el Plan Conceptual para el desarrollo de losyacimientos Cascade y Chinook, que incluye laprimera instalación de una unidad FPSO en el Golfode México. El plan incorpora seis tecnologías que yafueron probadas en mar abierto brasileño, pero dereciente aplicación en el Golfo de México,incluyendo boya‐torreta desconectable, buque detransporte de petróleo, sistema de risers híbridosauto sustentables, bombas sumergibles eléctricassubmarinas, sistema de anclaje de carga vertical conestacas torpedo y sistemas de amarre en poliéster.Estimamos comenzar la producción en losyacimientos Cascade y Chinook a mediados de 2010.Continuando con nuestra activaparticipación en Alquileres‐Ventas en el Golfo deMéxico, obtuvimos 23 bloques en la Venta 206 enmarzo de <strong>2008</strong> y un bloque en la Venta 207 enagosto <strong>2008</strong>. Los nuevos bloques se encuentranubicados principalmente en zonas de aguasprofundas de Keathley Canyon, Green Canyon,Mississippi Canyon y Walker Ridge.63
EuropaEn 2006, <strong>Petrobras</strong> International BraspetroBV firmó un acuerdo conjunto de estudio con Galp yPartex con el fin de analizar datos sísmicosrelacionados con la Cuenca Peniche en mar abiertoen Portugal. Somos titulares de una participacióndel 50% en este consorcio y firmamos cuatrocontratos de concesión en mayo de 2007 en estaCuenca (Camarão, Amêijoa, Ostra y Mexilhão).Realizamos una inversión conjunta deaproximadamente U$S22 millones para el primerperíodo de exploración en la Cuenca Peniche hasta<strong>2008</strong>.Asimismo, expandimos nuestrasoperaciones mediante la adquisición deoportunidades de exploración en Turquía en 2006.En 2006, nos asociamos con la compañía petroleranacional de Turquía para explorar los bloquesKirklarelli y Sinop en el Mar Negro.Medio OrienteEn 2004 firmamos un contrato de servicioscon la compañía estatal National Iranian OilCompany (NIOC) en Irán. Este acuerdo exigía laadquisición y procesamiento de datos sísmicos y laperforación de un mínimo de dos pozosexploratorios en el bloque Tusan en el Golfo Pérsico.Hasta la fecha, <strong>Petrobras</strong> adquirió yprocesó datos sísmicos a un costo deaproximadamente U$S22 millones y perforó dospozos exploratorios a un costo de U$S156 millonesen Irán. En febrero de <strong>2008</strong>, descubrimosevidencias de hidrocarburos en el bloque Tusan. Eldescubrimiento no se considera económicamenteviable.Nuestros gastos son reembolsados envirtud del contrato de servicios con la NIOC solo silas actividades de exploración dan como resultadodescubrimientos de petróleo económicamenteviables. <strong>Petrobras</strong> no ha tenido activos,obligaciones significativas, ingresos o reservasprobadas asociadas con sus operaciones en Irándurante los últimos tres años. El contrato deservicios con la NIOC vence en julio de 2009 y por elmomento no tenemos compromisos adicionales niplanes en Irán.AfricaNuestras operaciones en Africa datan de1979 e incluyen actividades de producción enAngola y Nigeria, actividades de desarrollo enNigeria y actividades de exploración en estos y otrospaíses.En Angola, nuestra producción alcanzó unpromedio de 2,57 mboe/d del Bloque maduro 2/85en el cual somos titulares de una participación del27,5%. Además, somos titulares de participacionesen cinco bloques en mar abierto (somos operadoresde tres de ellos) donde se están realizandoactividades de exploración. Nuestras reservascombinadas de gas natural y petróleo en Angolaeran de 1,2 mmboe.En Nigeria, somos titulares departicipaciones en dos bloques de desarrollo en loscuales se iniciaron operaciones en el yacimientoAgbami en julio de <strong>2008</strong> y en el yacimiento Akpo enmarzo de 2009. El yacimiento Agbami se encuentraubicado en los bloques OML 127 y OML 128 y esoperado por Chevron como un desarrollo unificadoen el cual somos titulares de una participación del13%. Calculamos que la producción máxima será de250 mbbl/d a principios de 2010. Se estima que elyacimiento Akpo operado por TOTAL en el BloqueOML 130, en el que somos titulares de unaparticipación del 20%, alcanzará una producciónmáxima de 185 mbbl/d a fines de 2009. Nuestrainversión en los yacimientos Agbami y Akpo seestima en U$S2.400 millones, de los cuales hemosinvertido U$S1.800 millones al 31 de diciembre de<strong>2008</strong>. El Bloque OML 130 también incluye losyacimientos Egina, Egina South y Preowei. Elgobierno de Nigeria aprobó el plan de desarrollopara el yacimiento Egina en marzo de 2009 mientrasque en los yacimientos Preowei y Egina South seestán llevando a cabo actividades de exploración.Somos también operadores del bloque OPL 315, conuna participación del 45% y en el cual se estándesarrollando actividades de exploración. Tambiénhemos sido operadores del yacimiento OPL 324,donde perforamos dos pozos y concluimos todas lasactividades de exploración y el cual devolvimos endiciembre de <strong>2008</strong>.Desde marzo de 2005 hemos estadooperando en Libia, cuando adquirimos derechos deexploración y de producción compartida en el Area18, que comprende cuatro bloques en mar abiertoen el noreste de Libia. Somos operadores del64
consorcio a cargo de la exploración del bloque, conuna participación del 70%. El contrato departicipación en la producción exige una etapaexploratoria de 5 años y derechos de producciónpor 25 años compartidos con la Compañía PetroleraEstatal Libia.mayormente inexplorado. Nos comprometimos allevar a cabo estudios geológicos y geofísicos quenos permitirán desarrollar un modelo completo delsistema petrolero en la región. Tenemos la opciónde rescindir los contratos antes de iniciaractividades de perforación de pozos.En 2006, adquirimos una participación del17% en el Bloque Zambezi Delta en mar abierto enMozambique. La licencia ha sido ampliada hasta el30 de junio de 2009. Los socios adquirieron sísmica2‐D correspondiente al bloque y considerarán lapresentación de una solicitud para la siguienteetapa de la licencia.Somos titulares de una participación del40% en el bloque exploratorio Rufisque Profond enSenegal, en aguas con profundidades entre 150 a3.000 metros (aproximadamente 500 a 10.000 pies),el cual se encuentra en etapa de evaluación.Nuestras participaciones en Tanzaniacomprenden dos bloques exploratorios en aguasprofundas a ultra profundas ubicados en la CuencaMafia, en los cuales hemos adquirido unaparticipación del 100% en 2004 y 2006.AsiaDurante 2007, comenzamos nuestrasprimeras actividades de exploración en Asia, otraregión donde las áreas en mar abierto y en aguasprofundas en mar abierto presentan un importantepotencial.Desde junio de 2007, somos titulares departicipaciones en dos bloques exploratorios en lasCuencas Krishna Godavarai, Mahanadi y Cauvery enmar abierto de la costa oriental de India. En elbloque Cauvery nos hemos comprometido aperforar tres pozos, dos de los cuales han sidoperforados sin descubrimientos. En el bloqueKrishna Godavari perforaremos tres pozos comoparte de un plan de evaluación que comienza enabril de 2009.Hemos realizado actividades en Pakistándesde febrero de 2007, cuando firmamos uncontrato con Oil and Gas Development CompanyLimited (OGDCL) para explorar el bloque "G" en marabierto en el cual somos titulares de unaparticipación del 50%. El bloque en mar abierto seencuentra ubicado en la Cuenca Indus y continúa65
Otras Actividades InternacionalesLa mayoría de nuestras actividades internacionales se concentran en exploración y producción. Lasdemás actividades internacionales se presentan resumidas en los cuadros incluidos a continuación y se describenen el texto que sigue a los cuadros.RegiónActivos de Refinación Internacionales de <strong>Petrobras</strong> al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>Refinería (% de Participación delGrupo)Abastecida por:Capacidad deDestilación de Crudo(mbbl/d)América LatinaArgentina(1) ............................................... Bahia Blanca (100%) Oxy, Petroleum, Apco 31Refinor/Campo Duran (28,5%) Palmar Largo (AR), Bolivia 26,4San Lorenzo (100%) Total, Chevron 50América del NorteEstados Unidos........................................... Pasadena, TX (50%) Cuenca Campos, Brasil 100AsiaJapón..........................................................Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha,Okinawa (87,5%)Terceros proveedores 100(1) Somos titulares de las operaciones de refinación en Argentina a través de la participación del 67,2% en PESA.Activos Petroquímicos Internacionales de <strong>Petrobras</strong> al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>Región Planta(1) ProductosAmérica LatinaArgentina........................................................... Campana Amoníaco, Urea, UANPuerto General San MartínEstireno y SBRZaratePoliestireno y BopsBrasil.................................................................. INNOVA Etilbenceno, estireno, poliestireno(1) Somos titulares de las operaciones petroquímicas internacionales a través de una participación del 67,2% en PESA.Contamos con operaciones integradas enAmérica Latina, especialmente en Argentina, dondeparticipamos en toda la cadena de valor de laenergía. En Argentina, somos propietarios de lacentral hidroeléctrica Pichi Picún Leufú, la central degeneración termoeléctrica a gas Genelba, de unaparticipación en la empresa de transporte de gasnatural TGS (Transportadora Gas del Sur), y departicipaciones en la comercializadora de energíaEdesur y en Mega, una planta de separación de gasnatural. También, a través de nuestra participaciónen PESA, somos propietarios de cuatro plantaspetroquímicas (tres en Argentina y una en Brasil),dos refinerías con una capacidad neta de 81 mbbl/dy una participación en la Refinería Refinor/CampoDurán. Somos propietarios de 644 estaciones deservicio minoristas que operan bajo la marca<strong>Petrobras</strong>.En Bolivia, operamos gasoductos queabastecen de gas a Brasil. Somos titulares de unaparticipación del 11% en Gas Transboliviano S.A.(GTB), propietaria del tramo boliviano del gasoductoBolivia‐Brasil (BTB) que transporta gas natural queproducimos en Bolivia al mercado brasileño.Además, somos titulares de una participación del44,5% en Transierra S.A., propietaria del gasoductoYacuiba‐Rio Grande (Gasyrg) que conecta losyacimientos San Alberto y San Antonio con elgasoducto Bolivia‐Brasil.En Colombia, operamos 68 estaciones deservicio con la marca <strong>Petrobras</strong>, una planta dealmacenamiento y una planta de mezcla delubricantes en Puente Aranda.En Chile, contamos con oficinascomerciales y de representación y hemos adquiridolas operaciones downstream de ExxonMobil en2009. Los activos incluyen 233 estaciones deservicio y operaciones de aviación comercial en 11aeropuertos.Concretamos la adquisición de operacionescomerciales y minoristas de combustibles ylubricantes en Paraguay en 2006 y reidentificamosnuestras 165 estaciones de servicio con la marca<strong>Petrobras</strong> en 2007. También operamos plantas parael abastecimiento de combustible para aviación yuna planta de reabastecimiento de GLP.66
En 2006, concretamos la adquisición deoperaciones comerciales y minoristas decombustibles y lubricantes en Uruguay. Operamos89 estaciones de servicio, plantas para lacomercialización de combustible marino y deaviación, productos petroquímicos y asfaltos.También somos titulares de participaciones en lasdos compañías de distribución de gas del país.En 2006, ingresamos al mercado derefinación de los Estados Unidos mediante laadquisición del 50% de Pasadena Refining System(PRSI), anteriormente Crown Refinery en Pasadena,Texas. En octubre de <strong>2008</strong>, un tribunal arbitral delCentro Internacional para la Solución de Disputasdictó un laudo preliminar que establecía la validezde la opción de venta ejercida por nuestro socioAstra Oil Company (con una participación del 50%)para la venta de su participación en PRSI contra<strong>Petrobras</strong> America, nuestra subsidiaria en losEstados Unidos. En abril de 2009, el tribunal arbitraldictó el laudo definitivo que estableció el precio deejercicio de la opción de venta en U$S466 millones.En noviembre de 2007, acordamoscomprar el 87,5% de Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha(NSS), una refinería en Okinawa, Japón. Comoresultado de esta adquisición, que se concretó enabril de <strong>2008</strong>, por primera vez iniciamos actividadesde refinación en Asia con una capacidad de 100 milbbl/d y recientemente hemos comenzado laproducción de una mezcla de 3% de etanol‐gasolina.Información sobre PifCoPifCo fue constituida para facilitar yfinanciar la importación de crudo y productosderivados del petróleo a Brasil, y ha sido nuestrasubsidiaria totalmente controlada desde el año2000. PifCo actúa como intermediaria entreterceros proveedores de petróleo y <strong>Petrobras</strong> pormedio de la compra de crudo y productos derivadosdel petróleo a proveedores internacionales y lareventa a <strong>Petrobras</strong>, en dólares y con pagosdiferidos, a un precio que incluye una prima paracompensar los costos financieros de PifCo. PifCotambién compra a <strong>Petrobras</strong> crudo y productosderivados del petróleo para su venta fuera de Brasil.Además, PifCo vende y compra crudo y productosderivados del petróleo a terceros y partesrelacionadas, principalmente fuera de Brasil. Engeneral, PifCo puede obtener créditos para financiarlas compras en los mismos términos y condicionesotorgados a nosotros, y compra crudo y productosderivados del petróleo al mismo precio que losproveedores nos cobrarían directamente.Como parte de nuestra estrategia paraampliar nuestras operaciones internacionales yfacilitar el acceso a los mercados internacionales decapitales, PifCo toma préstamos en mercadosinternacionales de capitales con nuestro respaldo,principalmente mediante garantías o acuerdos decompra standby de los títulos pertinentes. Existendeterminados riesgos asociados con el acuerdo decompra standby, véase el Item 3. “InformaciónClave ‐ Factores de Riesgo ‐ Riesgos Relacionadoscon nuestras Acciones y Títulos de Deuda.” Sinembargo, PifCo puede utilizar los flujos de fondosgenerados por la importación de productosderivados del petróleo para pagar los montosadeudados en virtud de sus títulos de deuda.Estructura Corporativa de PifCoPifCo se constituyó el 24 de septiembre de1997 como Brasoil Finance Company, unasubsidiaria totalmente controlada de Braspetro OilServices Company o Brasoil, una subsidiariatotalmente controlada de <strong>Petrobras</strong> InternacionalS.A. (Braspetro), a la que absorbimos desde esafecha. La totalidad de las acciones con derecho avoto de PifCo fue transferida de Brasoil a nuestrofavor en el año 2000, y desde ese momento PifCo esuna subsidiaria totalmente controlada por<strong>Petrobras</strong>. <strong>Petrobras</strong> International Finance Companyes una empresa exenta de impuestos, constituidacon responsabilidad limitada conforme a las leyesde las Islas Caimán. PifCo tiene domicilio legal enHarbour Place, 103 South Church Street, 4th floor,George Town, Grand Cayman, Islas Caimán, y sunúmero de teléfono es 55‐21‐3487‐2375.Las cuatro subsidiarias de PifCo son:• <strong>Petrobras</strong> Europe Limited (PEL): Enmayo de 2001, PifCo constituyó PEL,una subsidiaria totalmente controladaconstituida conforme a las leyes delReino Unido y con domicilio en el ReinoUnido, para consolidar nuestrasactividades comerciales en Europa,Medio Oriente, Lejano Oriente y nortede Africa. Estas actividades consisten enbrindar asesoramiento respecto delsuministro a PifCo, PIB, BV y <strong>Petrobras</strong>67
de crudo y de productos derivados delpetróleo y en negociar los términos ycondiciones de dicho suministro comoasí también comercializar el crudo y losproductos derivados del petróleobrasileños exportados a las zonasgeográficas en que actúa PEL. PELdesempeña el papel de asesor enrelación con estas actividades y noasume ningún riesgo comercial ofinanciero directo o adicional. PELpresta estos servicios de asesoramientoy marketing en calidad de contratistaindependiente, de conformidad con unacuerdo de servicios firmado entre PELy <strong>Petrobras</strong>. A cambio, compensamos aPEL todos los costos incurridos enrelación con estas actividades, más unmargen.• <strong>Petrobras</strong> Finance Limited (PFL): Endiciembre de 2001, PifCo creó PFL, unasubsidiaria totalmente controlada,constituida e inscripta en las IslasCaimán. PFL nos compra,principalmente, fuel oil y vende losproductos en el mercado internacionala fin de generar créditos porexportación para cubrir sus obligacionesde transferir estos créditos porexportación a un fideicomiso en virtudde un programa de pago anticipado deexportaciones. Hasta el 1º de junio de2006, PFL también nos comprabacombustible bunker. El programa depago anticipado de exportacionessuministra a PFL los fondos necesariospara comprarnos productos derivadosdel petróleo, tal como se describe másadelante.• Bear Insurance Company Limited(BEAR): En enero de 2003, Brasoiltransfirió BEAR a PifCo. Esta transacciónse realizó como parte de lareestructuración de nuestro segmentocomercial internacional. Actualmente,BEAR se desempeña como nuestracompañía de seguros cautiva, nosasesora y negocia los términos ycondiciones de algunas de nuestraspólizas de seguro y de algunas pólizasde seguro de nuestras subsidiarias.• <strong>Petrobras</strong> Singapore Private Limited(PSPL): En abril de 2006, PifCo creóPSPL, una empresa constituidaconforme a las leyes de Singapur, paracomercializar crudo y productosderivados del petróleo en relación connuestras actividades decomercialización en Asia. Estacompañía inició sus operaciones el 1° dejulio de 2006.Principales Actividades Comerciales de PifCoPifCo compra crudo y productos derivadosdel petróleo para revenderlos a <strong>Petrobras</strong> y aterceros. PifCo realiza prácticamente todas suscompras de crudo y productos derivados delpetróleo en el mercado al contado (“spot market”)o a través de contratos de suministro a corto plazo.PifCo también realiza una pequeña parte de suscompras de crudo y productos derivados delpetróleo a través de contratos de suministro a largoplazo. En la mayoría de los casos, <strong>Petrobras</strong>garantiza las obligaciones de compra de crudo yproductos derivados del petróleo de PifCo. PifColuego nos revende los productos al precio decompra pagado, más una prima determinada deacuerdo con una fórmula establecida de modo talde transferir a nuestro cargo los costos financierospromedio de PifCo. Asimismo, PifCo nos compracrudo y productos derivados del petróleo para suventa fuera de Brasil. Además, PifCo vende ycompra crudo y productos derivados del petróleo aterceros y partes relacionadas, principalmente fuerade Brasil.Asimismo, PifCo financia sus actividades decomercialización de petróleo, incluidas las líneas decrédito, principalmente en bancos comerciales, asícomo a través de préstamos internos otorgados por<strong>Petrobras</strong> y emisión de obligaciones en losmercados internacionales de capitales.68
El siguiente diagrama ilustra la forma en la que PifCo actúa como intermediario entre los proveedoresinternacionales de crudo y <strong>Petrobras</strong>:Bancos Extranjeros yMercado de CapitalesLíneas comerciales y emisión de Obligaciones.Pago deCréditos(U$S)PifCo30 días a partir del Con.deEmbarque (U$S)ProveedoresExtranjeros dePetróleoHasta 330días a partirdel Con. deEmbarque(U$S)Después dereunir ladocumentacíon.<strong>Petrobras</strong>ProductoPifCo realiza compras FOB de crudo yproductos derivados del petróleo a proveedoresinternacionales conforme a términos y condicionesestándar que tradicionalmente exigen el pago en unplazo de 30 días a partir de la fecha delconocimiento de embarque. En general nopodríamos cumplir con las condiciones de pago a 30días impuestas por los proveedores internacionalesdebido a la complejidad de las reglamentacionesaduaneras y de importación de Brasil. Por ejemplo,para una carga cuyo conocimiento de embarqueindica que debe ser entregada en diferentesdestinos de Brasil, se exige la entrega de un juegode documentos en cada destino. Dependiendo de laubicación de los puertos de descarga, este procesopuede completarse en hasta 120 días desde lapartida del buque. Debido a que PifCo no está sujetaa las reglamentaciones brasileñas que nos rigen,PifCo puede pagar puntualmente a los proveedoresinternacionales sin necesidad de entregar losdiferentes juegos de documentos. Para cubrir suscostos financieros, PifCo incluye una prima en elprecio del crudo y los productos derivados delpetróleo que nos vende. Entonces podemoscomprar crudo y productos derivados del petróleo aPifCo conforme a términos que nos permiten pagaren un plazo máximo de 330 días contado a partir dela fecha del conocimiento de embarque con el fin degarantizar un plazo suficiente para cumplir con lasreglamentaciones aduaneras y de importación.Programa de Pago Anticipado de ExportacionesEn 2001, creamos un programa de pagoanticipado de exportaciones con el fin de financiarnuestras exportaciones de fuel oil a través de lasecuritización de nuestros créditos porexportaciones de fuel oil. El Fideicomiso PF ExportsReceivables Master Trust, creado conforme a lasleyes de las Islas Caimán (el “Fideicomiso”), obtienefondos mediante la emisión de certificados ainversores y suministra dichos fondos a PFL paraque nos compre fuel oil. PFL nos compra fuel oilconforme a un Contrato Marco de Exportación y aun Acuerdo de Pago Anticipado que establececompromisos de compra mínimos trimestrales. PFLtransfiere todos los créditos originados por la ventade dichas exportaciones al Fideicomiso, y loscréditos constituyen garantía de las obligaciones depago adeudadas en virtud de los certificados. Loscertificados representan participaciones indivisassenior en el patrimonio del Fideicomiso.El valor de los créditos a ser asignados parala venta en cualquier período trimestral representauna parte, pero no la totalidad, de los créditos quese prevé generar por la venta de fuel oil por PFLdurante dicho período. El resto de los créditos espropiedad de PFL.Desde la creación del programa, elFideicomiso emitió Certificados Fiduciarios Seniorpor un total de U$S1.500 millones. Hemos pagadopor adelantado o amortizado una porción de los69
Certificados Fiduciarios Senior. En la actualidad, seencuentran pendientes Certificados Senior porU$S398 millones.Como respaldo del programa de pago anticipado de exportaciones, vendemos fuel oil a empresas deservicios públicos, refinerías y comerciantes. El siguiente cuadro indica nuestras ventas por exportaciones de fueloil correspondientes al período 2004 ‐ <strong>2008</strong>:<strong>2008</strong> 2007 2006 2005 2004Millones de U$S ....................... 2.848,5 2.205,9 1.500,1 1.077,6 1.306,1Millones de barriles .................. 51,8 39,6 67,3 25,5 47,5Estructura OrganizacionalLa totalidad de nuestras 30 subsidiariasdirectas que figuran a continuación 24 estánconstituidas conforme a la legislación brasileña yseis (PifCo, <strong>Petrobras</strong> International Braspetro B.V.(PIB BV), Braspetro Oil Company (BOC), BraspetroOil Services Company (Brasoil), <strong>Petrobras</strong>Netherlands B.V. (PNBV) y Córdoba FinancialServices GmbH) están constituidas en el exterior. ElAnexo 8.1 contiene una lista completa de nuestrassubsidiarias, incluyendo su denominación,jurisdicción de constitución y el porcentaje departicipación de <strong>Petrobras</strong>.70
El siguiente diagrama presenta nuestras subsidiarias consolidadas más importantes al 31 de diciembrede <strong>2008</strong>:71
Bienes de Uso<strong>Petrobras</strong>Los principales activos tangibles de<strong>Petrobras</strong> consisten en pozos, plataformas, plantasde refinación, gasoductos y oleoductos, buques yotros medios de transporte y centrales generadorasde energía. La mayoría de estos activos estánubicados en Brasil. Arrendamos y somospropietarios de nuestros activos y algunos de losactivos de nuestra propiedad están sujetos agravámenes, pero el valor de estos activos gravadosno es substancial.En virtud de acuerdos de concesióntenemos derecho a explotar reservas de crudo y gasen Brasil pero conforme a la legislación brasileña elgobierno brasileño es propietario de todas lasreservas. En el Item 4. “Información sobre laCompañía” se incluye una descripción de nuestrasreservas y fuentes de crudo y gas natural,principales activos tangibles y los principales planesde ampliación y modernización de nuestrasinstalaciones.PifCoPifCo no arrienda ni es propietaria debienes de uso significativos.Reglamentación de la Industria del Petróleo y elGas en BrasilAnálisis sobre Posibles Modificaciones en la Ley dePetróleoEl reciente descubrimiento de unaimportante cantidad de reservas de petróleo y gasnatural en la capa geológica anterior al estrato desal de las Cuencas Campos y Santos ha llevado aanalizar posibles modificaciones en la legislaciónvigente. El gobierno brasileño creó un comitéinterministerial en virtud del decreto presidencial defecha 17 de julio de <strong>2008</strong> con el fin de considerarmodificaciones en la reglamentación de lasactividades de exploración y producción en áreas dela capa geológica anterior al estrato de sal no sujetaa las concesiones existentes. La Presidenta denuestro Consejo de Administración, Dilma VanaRousseff, y nuestro Presidente, J.S. Gabrielli deAzevedo, son miembros del comité. El comité aúnno ha efectuado una recomendación formal algobierno brasileño en relación con este tema.No podemos estimar el impacto que podríatener sobre <strong>Petrobras</strong> un cambio en la Ley dePetróleo ni cuándo podrían entrar en vigencia lasnuevas reglamentaciones.Marco Regulatorio ActualConforme a la legislación brasileña, elgobierno brasileño es propietario de todas lasreservas de crudo y gas natural de Brasil. Entre 1953y 1997, el gobierno brasileño tenía el monopolio dela investigación, exploración, producción, refinacióny transporte de crudo y productos derivados delpetróleo en Brasil y en su plataforma continental,sujeto sólo al derecho de las compañías que en1953 se dedicaban a la refinación y distribución deproductos derivados del petróleo a continuardesempeñando dichas actividades. El gobiernobrasileño nos designó representantes exclusivospara la explotación del monopolio del gobierno,incluyendo la importación y exportación de petróleocrudo y productos derivados del petróleo.En 1995, como parte de una reformaintegral del sistema regulatorio del sector depetróleo y gas, el Congreso brasileño realizó unareforma constitucional por medio de la cual seautorizó al gobierno brasileño a contratar empresaspúblicas o privadas para llevar a cabo las actividadesrelacionadas con los segmentos upstream ydownstream del sector de petróleo y gas natural deBrasil. La reforma fue implementada mediante lasanción de la Ley de Petróleo que estableció unnuevo marco regulatorio, puso fin a la exclusividad yautorizó la libre competencia en todas las áreas dela industria del petróleo y del gas en Brasil. A partirde ese momento, hemos operado en un ámbito dedesregulación gradual y de creciente competencia.La Ley de Petróleo también creó un enteregulador independiente, la Agencia Nacional dePetróleo, Gas y Combustibles Renovables (ANP). Lafunción de la ANP es regular la industria delpetróleo, del gas natural y de los combustiblesrenovables en Brasil y crear un ámbito competitivoen el sector del petróleo y el gas. Sus principalesresponsabilidades incluyen: regular los términos deconcesión para el desarrollo upstream y otorgarnuevas concesiones de exploración.La Ley de Petróleo nos otorgó el derechoexclusivo a explotar las reservas de crudo de todoslos yacimientos en los que ya habíamos iniciado la72
producción por un período de 27 años contado apartir de la fecha en que los mismos fuerondeclarados comercialmente rentables. Este períodoinicial de 27 años para producción puede serampliado, a solicitud del concesionario y sujeto a laaprobación de la ANP. La Ley de Petróleo tambiénestableció un marco procesal para reclamarderechos exclusivos de exploración durante unperíodo máximo de tres años, que posteriormentefue ampliado a cinco años, en relación con áreas enlas que podíamos demostrar que teníamos“perspectivas de producción” antes de la sanción dela Ley de Petróleo. A fin de efectivizar nuestroreclamo de exploración y desarrollo de esas áreas,debíamos demostrar que teníamos la capacidadfinanciera requerida para llevar a cabo esasactividades, ya sea en forma individual o a través deconvenios de cooperación.En marzo de 2009, el Congreso brasileñopromulgó una ley en virtud de la cual se regulabanlas actividades de la industria del gas, incluyendotransporte y comercialización. La Ley de Gas creóun sistema de concesiones para la construcción yoperación de nuevos gasoductos para el transportede gas natural, y a la vez mantuvo un sistema deautorizaciones para gasoductos sujetos a acuerdosinternacionales. De acuerdo con la Ley de Gas, luegode un determinado período de exclusividad, losoperadores deberán otorgar acceso a gasoductos detransporte y terminales marítimas, exceptoterminales de GNL, a terceros con el fin demaximizar la utilización de la capacidad. Lasautorizaciones previamente emitidas por la ANPpara el transporte de gas natural continuaránvigentes por 30 años a partir de la fecha depublicación de la Ley de Gas, y se otorgó a lascompañías transportadoras iniciales la exclusividaden estos gasoductos durante 10 años. La ANPemitirá reglamentaciones que regulan el acceso deterceros y la remuneración de las compañías detransporte en caso de que no se llegara a unacuerdo entre las partes.La Ley de Gas también autorizó a algunosconsumidores, que pueden comprar gas natural enel mercado abierto u obtener sus propiossuministros de gas natural, a construir instalacionesde distribución y gasoductos para su propio uso enel caso de que los distribuidores de gas localescontrolados por los estados, que tienen elmonopolio de la distribución local del gas, nosatisfagan sus necesidades de distribución. Se exigea estos consumidores delegar la operación ymantenimiento de la planta y de los gasoductos adistribuidores de gas locales, pero no se les exigefirmar acuerdos de suministro de gas con losdistribuidores de gas locales.Véase el Item 5. “Análisis y PerspectivasOperativas y Financieras—Liquidez y Recursos deCapital ‐ <strong>Petrobras</strong>” en relación con informaciónsobre las reglamentaciones que regulan nuestropresupuesto y el proceso de planificaciónestratégica.Dado que Brasil no es miembro de la OPEP,ni Brasil ni nosotros estamos sujetos a loslineamientos de la OPEP. Sin embargo, dado que laOPEP ejerce influencia sobre los preciosinternacionales del crudo, nuestros precios se venafectados, ya que están vinculados a los preciosinternacionales del crudo. Hemos sido invitados aparticipar de las reuniones de la OPEP en calidad deobservadores.Regulación de PreciosHasta la sanción de la Ley de Petróleo en1997, el gobierno brasileño estaba autorizado aregular todos los aspectos de determinación deprecios del petróleo, productos derivados delpetróleo, etanol, gas natural, energía eléctrica yotras fuentes de energía. En 2002, el gobiernobrasileño eliminó el control de los precios del crudoy de los productos derivados del petróleo, aunqueretuvo el control sobre determinados contratos deventa de gas natural y la electricidad. Además, en2002, el gobierno brasileño estableció un impuestoa ser aplicado a la venta e importación de crudo,derivados del petróleo y gas natural (Contribuiçãode Intervenção no Domínio Econômico, Contribuciónde Intervención en el Sector Económico ‐ CIDE). En2009, la Ley de Gas autorizó a la ANP a regular losprecios para la utilización de los gasoductos sujetoal nuevo sistema de concesiones, en base a unprocedimiento definido en la Ley de Gasdenominado “chamada pública” y aprobar preciospresentados por las transportadoras, de acuerdo acriterios previamente establecidos, para lautilización de nuevos gasoductos sujeto al sistemade autorizaciones.73
Reglamentación sobre Exploración y DesarrolloDe acuerdo con la Ley de Petróleo y loscontratos de concesión con la ANP, debemos pagaral gobierno lo siguiente:• Tasa de adjudicación pagada almomento de celebración del contratode concesión, que se basa en el montode la oferta ganadora, sujeto a la tasade adjudicación mínima publicada enel correspondiente pliego de licitación;• Impuestos locativos anuales pagadospor la ocupación o retención de áreasdisponibles para la exploración yproducción, a una tarifa establecidapor la ANP en el pliego de licitacióncorrespondiente calculada en base altamaño, ubicación y característicasgeológicas de los bloques de laconcesión;• Impuesto por participación especial auna tasa que oscila entre el 0 y el 40%de los ingresos operativos netosresultantes de la producción delyacimiento. En <strong>2008</strong>, pagamos esteimpuesto sobre 21 yacimientos,incluyendo Marlim, Albacora,Roncador, Leste do Urucu, Rio Urucu,Canto do Amaro, Marimbá, Marlim Sul,Namorado, Carapeba, Pampo,Albacora Leste, Barracuda, Caratinga,Cherne, Miranga, Carmópolis,Espadarte, Jubarte, Peroá y Golfinho.Los ingresos netos consisten en losingresos brutos menos regalíaspagadas, inversión en exploración,costos de operación y ajustes pordepreciación e impuestos aplicables. Elimpuesto por participación especialutiliza como referencia los preciosinternacionales del crudo convertidosa reales al tipo de cambio vigente; y• regalías, generalmente del 5% y 10%del valor de producción, sobre losprecios de referencia del petróleocrudo o el gas natural establecidos enlos pliegos de licitacióncorrespondientes y en el contrato deconcesión. Al calcular las regalías, laANP tiene en cuenta también losriesgos geológicos y los niveles deproductividad estimados para cadaconcesión. Prácticamente la totalidadde nuestra producción de crudo estágravada con la regalía máxima.La Ley de Petróleo también exige que losconcesionarios de yacimientos en tierra paguen alpropietario de la tierra una tarifa especial departicipación que oscila entre el 0,5% y el 1% de losingresos operativos netos resultantes de laproducción del yacimiento.Reglamentaciones AmbientalesTodas las etapas del negocio de petróleo ygas natural presentan riesgos y peligrosambientales. Nuestras instalaciones en Brasil estánsujetas a una amplia variedad de leyes,reglamentaciones y solicitudes de licenciasfederales, estaduales y municipales, relacionadascon la protección de la salud humana y el medioambiente. En el ámbito federal, nuestras actividadesen mar abierto y las que abarcan áreas de más deun estado del país están sujetas a la autoridadregulatoria del Conselho Nacional do Meio Ambiente(Consejo Nacional del Medio Ambiente o CONAMA)y a la autoridad administrativa del InstitutoBrasileño del Medio Ambiente y de los RecursosNaturales Renovables (IBAMA), que otorga laslicencias de operación y perforación. Elmantenimiento de la licencia exige la presentaciónde informes ante el IBAMA, incluidos informes sobrecontrol de seguridad y contaminación (IOPP). Lascondiciones ambientales, de salud y de seguridad entierra se controlan a nivel estadual y no federal, y seestablecieron responsabilidad objetiva por dañoambiental, mecanismos para exigir el cumplimientode las normas ambientales y requisitos de obtenciónde licencias para las actividades que generencontaminación.Las personas físicas o jurídicas cuyaconducta o actividad provoque daños al ambienteestán sujetas a sanciones administrativas y penales.Los organismos gubernamentales de protecciónambiental también pueden imponer sancionesadministrativas a los que no cumplan las leyes ynormas ambientales, sanciones que pueden ser,entre otras, las siguientes:• multas;74
• suspensión parcial o total de lasactividades;• obligación de financiar trabajos derecuperación y proyectos ambientales;• pérdida o restricción de incentivos obeneficios impositivos;• cierre del establecimiento o delemprendimiento; y• suspensión temporal o definitiva de laparticipación en líneas de créditoofrecidas por las entidades oficiales decrédito.Estamos sujetos a una serie de procesosadministrativos y demandas civiles y penalesrelacionados con cuestiones ambientales. Véase elItem 8. “Información Financiera ‐ Procesos Legales ‐Reclamos Ambientales.”En <strong>2008</strong>, invertimos aproximadamenteU$S1.075 millones en proyectos relacionados con elmedio ambiente en comparación conaproximadamente U$S1.015 millones invertidos en2007 y U$S645 millones en 2006. Estas inversionesse destinaron principalmente a la reducción deemisiones y desechos resultantes de procesosindustriales, tratamiento de agua y efluentes,saneamiento de áreas afectadas, implementaciónde nuevas tecnologías ambientales, modernizaciónde oleoductos y mejora de nuestra capacidad deresponder a situaciones de emergencia.Iniciativas relacionadas con la Salud, la Seguridad yel Medio AmbienteLa protección de la salud humana y delmedio ambiente es una de nuestras principalespreocupaciones y es esencial para nuestro éxitocomo empresa integrada de energía. <strong>Petrobras</strong>cuenta con un Comité de Gestión de Salud,Seguridad y Medio Ambiente (SSMA), compuestopor gerentes ejecutivos de los diferentes segmentosde negocio y consejeros de nuestras subsidiarias BRDistribuidora, Transpetro y <strong>Petrobras</strong>Biocombustível. La tarea de este Comité de Gestiónde SSMA está respaldada por cuatro comisionespermanentes y cuatro subcomisiones así comotambién por grupos de trabajo temporarios, cadauno de los cuales está a cargo de un tema de SSMAespecífico, tal como obtención de licencias ycompensación ambiental, emisiones y cambioclimático y gestión de salud.También hemos creado un ComitéAmbiental compuesto por tres miembros delConsejo de Administración. El Comité esresponsable, entre otros temas, de: (i) supervisar yabordar cuestiones ambientales y de seguridad en eltrabajo que afecten a la Compañía; (ii) establecerobjetivos ambientales mensurables y garantizar sucumplimiento; y (iii) recomendar a nuestro Consejode Administración, si fuera necesario, cambios en lapolítica ambiental, de salud y seguridad. Elreglamento interno del Comité Ambiental aún estásujeto a la aprobación de nuestro Consejo deAdministración.Las acciones de <strong>Petrobras</strong> para abordarcuestiones relacionadas con la salud, la seguridad yel medio ambiente y garantizar que se cumplan lasnormas ambientales, incluyen:• el programa PEGASO para modernizarnuestros oleoductos y gasoductos yotros equipos, implementar nuevastecnologías, mejorar nuestra respuestaante situaciones de emergencia,reducir emisiones y residuos y evitaraccidentes ambientales. Desde abril de2000 a diciembre de <strong>2008</strong>, invertimosaproximadamente U$S5.003 millonesen este programa, incluido elPrograma de Integridad de Conductos(Programa de Integridade de Dutos) através del cual inspeccionamos ymejoramos nuestros conductos. En<strong>2008</strong>, invertimos aproximadamenteU$S355 millones en el programaPEGASO;• una nueva política y lineamientoscorporativos de SSMA, centrados enprincipios de desarrollo sustentable,cumplimento de la legislación eindicadores de desempeño ambiental;• diez centros de protección ambiental ytrece bases de avanzada para laprevención, el control y la respuestaante derrames de petróleo; planespara contingencias locales yregionales, en tierra y en mar abierto,75
que involucran a los servicios públicosy las comunidades para abordarderrames de petróleo; tres buquesdedicados a la recuperación depetróleo (OSRV) totalmente equipadospara controlar derrames de petróleo yextinguir incendios;• certificaciones ISO 14001 (medioambiente) y OHSAS 18001 (salud yseguridad) de nuestras unidadesoperativas. A diciembre de <strong>2008</strong>,<strong>Petrobras</strong> obtuvo 38 certificaciones enrelación con sus unidades operativasen Brasil y unidades en el exterior.Debido a que algunas de estascertificaciones cubren más de unaunidad, la cantidad total de unidadescertificadas es de 183 en Brasil y 20 enel exterior. Desde diciembre de 1997,la Flota Nacional de Petroleros (FrotaNacional de Petroleiros) ha sidototalmente certificada conforme alCódigo Internacional de Gestión deSeguridad Operativa de Buques yPrevención de Contaminación (CódigoISM) de la IMO (Organización MarítimaInternacional);• la participación regular y activaconjuntamente con el Ministerio deMinas y Energía brasileño y el IBAMA,incluyendo la negociación de nuevasreglamentaciones de compensaciónambiental y el análisis de cuestionesrelativas al medio ambienterelacionadas con nuevos gasoductos,proyectos de producción de petróleo ygas y otros aspectos de nuestrasoperaciones.• Un nuevo proyecto estratégico de“Cambio Climático” destinado a laimplementación de los más elevadosestándares de la industria de la energíaen relación con el manejo de gases deefecto invernadero. Mediante lareducción del impacto ambiental denuestras operaciones, contribuiremosa nuestra sustentabilidad ymitigaremos los efectos del cambioclimático global.Asimismo, realizamos estudios ambientalesen relación con todos nuestros nuevos proyectosconforme lo exige la legislación ambiental brasileña,y nuestro departamento de SSMA evalúa todos losproyectos cuyo presupuesto supere los U$S25millones para garantizar el cumplimiento de losrequisitos de SSMA y la adopción de las mejoresprácticas de SSMA durante el ciclo de vida delproyecto.En <strong>2008</strong>, los derrames de crudo de laCompañía totalizaron 115.179 galones de petróleocrudo comparado con 101.970 galones de petróleocrudo en 2007 y 77.402 galones en 2006.Continuamos evaluando y desarrollandoiniciativas para abordar cuestiones relacionadas conSSMA y reducir nuestra exposición a riesgosasociados con SSMA.SeguroNuestros programas de seguro se centranprincipalmente en la evaluación de riesgos y lareposición del valor de los activos, queconsideramos habitual para nuestra industria. Deacuerdo con nuestra política de gestión de riesgos,los riesgos relacionados con nuestros principalesactivos, tales como refinerías, buques petroleros,flota y plataformas de producción y perforación enmar abierto están asegurados a su valor dereposición por compañías de seguro brasileñas. Sibien las pólizas se emiten en Brasil, la mayor partede ellas se reaseguran en el exterior con compañíasde reaseguro con calificación A‐ o superior,otorgada por la calificadora Standard & Poor, o concalificación B+ o superior, otorgada por A.M. Best.Algunas de nuestras operaciones internacionalesestán aseguradas o reaseguradas por Bear InsuranceCompany Limited, nuestra subsidiaria constituidaconforme a las leyes de Bermudas, en base a losmismos criterios de calificación.Los activos de menor valor, tales comopequeños barcos auxiliares, instalaciones dealmacenamiento y edificios administrativos, seautoaseguran. No contamos con cobertura porinterrupción de nuestras operaciones, excepto enrelación con una pequeña parte de nuestrasoperaciones internacionales y algunos activosespecíficos en Brasil. Tampoco tenemos coberturapara nuestros pozos en prácticamente ninguna de76
nuestras operaciones en Brasil. Hemos contratadocobertura de responsabilidad civil en relación conactividades en tierra y mar abierto, incluidos losriesgos ambientales tales como derrames depetróleo. Si bien la mayoría de nuestras tuberías nose encuentra asegurada, contamos con unacobertura por pérdidas y daños a terceros que segeneran a partir de incidentes específicos, y contrala contaminación con petróleo. También hemoscontratado cobertura contra riesgos relacionadoscon el transporte, el casco y la maquinaria. Todoslos proyectos y las instalaciones en construccióncuya pérdida máxima calculada sea superior aU$S50 millones están cubiertos por una póliza deconstrucción.La prima por renovación de nuestra pólizapor riesgos a la propiedad local por un plazo de 12meses contado a partir de junio de <strong>2008</strong> fue deU$S27,9 millones, lo que representó un aumentodel 7% respecto del precio correspondiente alperíodo precedente de 12 meses. El incremento sedebió principalmente a la suba del valor aseguradode nuestros activos, el cual aumentó 28% deU$S48.000 millones a U$S61.000 millones en elmismo período. A partir de 2001, la contratación deseguros de riesgo de la Compañía se incrementó y lafranquicia deducible de la Compañía podríaalcanzar, en algunos casos, los U$S50 millones.Item 4A.Item 5.No aplicable.Comentarios no resueltos del PersonalAnálisis de las Perspectivas Operativas y FinancierasAnálisis de la Situación Financiera y de losResultados de las OperacionesEl siguiente análisis de la situaciónfinanciera y de los resultados de las operaciones dela Compañía deberá leerse junto con los estadoscontables consolidados auditados y las notascorrespondientes, a partir de la página F‐2 de esteinforme anual.Información GeneralLos ingresos de la Compañía provienen de:• ventas en Brasil, que consistenprincipalmente en ventas de productosderivados del petróleo (tales comodiesel, gasolina comercial, combustiblepara aviones, nafta, fuel oil y gaslicuado de petróleo), gas natural,etanol, electricidad y productospetroquímicos;• ventas por exportaciones, queconsisten principalmente en ventas decrudo y derivados del petróleo;• ventas internacionales (no incluyeventas por exportaciones), queconsisten en ventas de crudo, gasnatural y productos derivados delpetróleo que se adquieren, producen yrefinan en el exterior; y• otras fuentes, incluidos servicios,ingresos por inversiones y gananciaspor diferencia de cambio.Los gastos de la Compañía comprenden:• costos de ventas (compuestos porcostos de mano de obra, costosoperativos y adquisición de crudo yproductos derivados del petróleo);mantenimiento y reparación de bienesde uso; depreciación y amortización deactivos fijos; agotamiento deyacimientos petrolíferos; y costos deexploración;• gastos de comercialización (queincluyen gastos de transporte ydistribución de nuestros productos) ygastos generales y de administración; y• gastos por intereses y pérdidasmonetarias y por diferencia de cambio.Las variaciones en la situación financiera ylos resultados de las operaciones de la Compañíason el resultado de una combinación de factores,tales como:77
• el volumen de crudo, productosderivados del petróleo y gas naturalque la Compañía produce y vende;• la variación de los preciosinternacionales del crudo y de losproductos derivados del petróleo, quese encuentran denominados endólares estadounidenses;• la variación de los precios internos delcrudo y de los productos derivados delpetróleo, que se encuentrandenominados en reales;• las variaciones en los tipos de cambioreal/dólar estadounidense y pesoargentino/dólar estadounidense; y• el monto de impuestos sobre laproducción que debe pagar laCompañía por sus operaciones.Volúmenes de Venta y PreciosLa rentabilidad de las operaciones de laCompañía en un período contable determinado estárelacionada con el volumen y el precio de venta delcrudo, los productos derivados del petróleo y el gasnatural que vende. En <strong>2008</strong>, las ventas netasconsolidadas ascendieron a aproximadamente1.227.106 miles de barriles de petróleo equivalenteque representan ingresos operativos netos porU$S118.257 millones, comparado con 1.182.235miles de barriles de petróleo equivalentecorrespondientes a ingresos operativos netos porU$S87.735 millones en 2007, y aproximadamente1.104.723 miles de barriles de petróleo equivalentecorrespondientes a ingresos operativos netos porU$S72.347 millones en 2006.En calidad de empresa verticalmenteintegrada, procesamos la mayor parte de nuestraproducción de crudo en nuestras refinerías yvendemos los productos derivados del petróleorefinados principalmente en el mercado internobrasileño. Por lo tanto, son los precios de losproductos derivados del petróleo y no los preciosdel petróleo crudo, los que afectan másdirectamente nuestros resultados financieros. Sinembargo, cuando se incremente la producción decrudo y aumenten las exportaciones, la producciónde crudo tendrá una mayor importancia relativa.Los precios de los productos derivados delpetróleo varían con el transcurso del tiempo enfunción de muchos factores, entre ellos el precio delcrudo. En el largo plazo, nuestro objetivo es vendernuestros productos en Brasil a precio de paridadinternacional. Sin embargo, no ajustamos losprecios de nuestra gasolina comercial, diesel y GLPpara reflejar la volatilidad a corto plazo en losmercados internacionales. En consecuencia,reducciones o aumentos rápidos o sostenidossignificativos en el precio internacional del crudo yde los productos derivados del petróleo pueden darcomo resultado márgenes de downstreamsubstancialmente diferentes a aquellos de otrascompañías petroleras internacionales integradas, enun período económico específico.El precio promedio del barril de crudoBrent, el petróleo de referencia del mercadointernacional, fue de aproximadamente U$S96,99en <strong>2008</strong>, U$S72,52 en 2007 y U$S65,14 en 2006. Endiciembre de <strong>2008</strong>, el precio promedio del barril decrudo Brent fue de U$S41,58. Durante el primertrimestre de 2009, los precios del crudopromediaron los U$S45,04 por barril. En mayo de<strong>2008</strong> anunciamos incrementos del 10% en el preciode la gasolina comercial y del 15% en el diesel en elmercado local para reflejar los preciosinternacionales de los productos derivados delpetróleo durante el primer semestre de <strong>2008</strong>. Estosaumentos fueron parcialmente compensados poruna reducción del CIDE por parte del gobiernobrasileño en porcentajes similares.Durante <strong>2008</strong>, aproximadamente el 60,9%de nuestros ingresos operativos netoscorrespondieron a la venta de petróleo crudo y deproductos derivados del petróleo en Brasilcomparado con el 69,2% en 2007 y el 69,7% en2006. Como consecuencia del aumento de losvolúmenes exportados de petróleo crudo yproductos derivados del petróleo se produjo unadisminución de las ventas internas como porcentajede los ingresos operativos netos.78
Los ingresos de la Compañía provienen principalmente de las ventas en Brasil. El siguiente cuadropresenta las ventas internas por volumen de productos derivados del petróleo, gas natural y etanolcorrespondientes a <strong>2008</strong>, 2007 y 2006:Volumen(miles debarriles, salvoespecificaciónen contrario)Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006PrecioPromedioNeto(U$S)(1)IngresosOperativosNetos(millones deU$S)Volumen(miles debarriles, salvoespecificaciónen contrario)PrecioPromedioNeto(U$S)(1)IngresosOperativosNetos(millones deU$S)Volumen(miles debarriles, salvoespecificaciónen contrario)PrecioPromedioNeto(U$S)(1)IngresosOperativosNetos(millones deU$S)Productos energía:Gasolina para automotores .................................. 114.544 91,4 10.474 109.654 83,73 9.181 112.541 73,86 8.312Diesel..................................................................... 273.877 109,65 30.030 257.304 96,42 24.809 245.159 83,65 20.507Etanol ................................................................... 34 58,82 2 62 80,65 5 59 67,80 4Fuel oil (incluyendo combustible bunker) ............ 35.541 82,29 2.925 38.647 55,89 2.160 36.340 47,47 1.725Gas licuado de petróleo........................................ 77.796 45,42 3.533 75.326 40,36 3.040 73.382 36,00 2.642Total de productos de energía.............................. 501.792 46.964 480.993 39.195 467.481 33.190Productos no energía:Nafta petroquímica............................................... 55.135 80,91 4.461 60.609 73,92 4.480 60.197 63,31 3.811Otros ..................................................................... 112.198 104,77 11.755 100.920 84,91 8.569 96.369 63,09 6.080Total de productos no energía.............................. 167.333 16.216 161.529 13.049 156.566 9.891Gas Natural (barriles de petróleo equivalente)........ 114.100 44,64 5.093 90.520 31,27 2.831 88.839 26,27 2.334Subtotal..................................................................... 783.225 87,17 68.273 733.042 55.075 712.886 63,71 45.415Ventas netas ‐ Distribución....................................... 254.971 121,21 30.904 229.941 99,56 22.894 204.649 91,46 18.718Ventas netas intersegmento.................................... (247.738) 109,42 (27.107) (220.208) 78,29 (17.241) (195.903) 69,89 (13.692)Total mercado brasileño .......................................... 790.458 91,17 72.070 742.775 81,76 60.728 721.632 69,90 50.441Ventas netas de exportación .................................... 235.349 83,31 19.607 225.570 73,20 16.512 259.630 55,39 14.381Ventas netas internacionales.................................... 141.586 129,74 18.370 134.949 35,12 4.739 73.363 62,72 4.601Otros ......................................................................... 59.713 101,73 6.075 78.941 65,67 5.184 50.098 47,87 2.398Subtotal..................................................................... 436.648 100,89 44.052 439.460 60,15 26.435 383.091 55,81 21.380Servicios .................................................................... — — 2.135 — — 572 — — 526Ventas netas consolidadas....................................... 1.227.106 118.257 1.182.235 87.735 1.104.723 72.347(1) Precio promedio neto calculado dividiendo las ventas netas por el volumen anual.Efecto de los Impuestos sobre las Ganancias de laCompañíaAdemás de los impuestos que debemospagar en nombre de los consumidores a losgobiernos federales, estaduales y municipales, talescomo el Impuesto sobre Circulación de Mercaderíasy Servicios (Imposto sobre Circulação deMercadorias e Serviços o ICMS), debemos pagar trestipos de cargas principales sobre nuestrasactividades de producción de petróleo en Brasil:regalías, impuesto por participación especial eimpuestos locativos. Véase el Item 4. “Informaciónsobre la Compañía – Reglamentación de la Industriadel Petróleo y del Gas en Brasil – Reglamentaciónsobre Exploración y Desarrollo” y el Item 3.“Información Clave – Factores de Riesgo – Riesgosrelacionados con Brasil”.Estos impuestos aplicados por el gobiernobrasileño se incluyen en el costo de las mercaderíasvendidas. Además, estamos sujetos al pago de unaalícuota del 25% en concepto de impuesto a lasganancias y del 9% en concepto de cargas sociales,que es la alícuota estándar aplicada a las empresasen Brasil. Véase la Nota 3 a los estados contablesconsolidados auditados de la Compañía.Inflación y Variación del Tipo de CambioInflaciónDesde la introducción del real comomoneda de curso legal en Brasil en julio de 1994, lainflación en este país se mantuvo relativamenteestable. La inflación fue del 5,90% en <strong>2008</strong>, 4,46%en 2007 y 3,14% en 2006 medida por el IPCA (Indicede Precios al Consumidor – Amplio). La inflación haafectado y probablemente continúe afectandonuestra situación financiera y los resultados de lasoperaciones.Variación del Tipo de CambioDesde que la Compañía adoptó el realcomo moneda funcional en 1998, las fluctuacionesen el valor del real con respecto al dólar han tenidomúltiples efectos en los resultados de nuestrasoperaciones.La moneda que se utiliza para presentarinformes financieros para todos los períodos es el79
dólar estadounidense. La Compañía mantiene losregistros financieros en reales y convierte losestados contables a dólares al tipo de cambiopromedio correspondiente al período. Si bienprácticamente todos los ingresos de la Compañíason en reales, dichos ingresos han estado ycontinúan estando vinculados a los preciosinternacionales que toman como base el dólar, dadoque prácticamente todas nuestras ventas son depetróleo crudo y de productos derivados delpetróleo. Cuando el real se aprecia frente al dólar,como sucedió desde 2003 hasta el primer semestrede <strong>2008</strong>, se produce en general un aumento en losingresos y gastos en dólares estadounidenses.Cuando el real se aprecia, los precios de nuestrosproductos en reales pueden mantenerseconstantes, mientras que aumentan en términos dedólar.A comienzos del segundo semestre de<strong>2008</strong>, el real registró una fuerte depreciación frenteal dólar. Sin embargo, considerando el tipo decambio promedio anual, el real se apreció 5,7%frente al dólar en <strong>2008</strong> en comparación con unaapreciación del 10,5% en 2007 y del 10,7% en 2006.Cuando el real se debilita frente al dólar, nuestrosprecios en dólares disminuyen, a menos queaumentemos los precios.Los ajustes por conversión de monedaextranjera tienen un impacto significativo sobre elbalance de una compañía como la nuestra, cuyosactivos están principalmente denominados enreales, pero cuyo pasivo está principalmentedenominado en moneda extranjera. El valor de losactivos disminuye cuando se deprecia el real. Lasvariaciones en el valor de los activos se imputan alpatrimonio neto, pero no afectan necesariamente elflujo de efectivos dado que nuestros ingresos yganancias en efectivo están en gran medidavinculados al dólar y una parte de nuestros gastosoperativos están vinculados al real. Véase la Nota 2a nuestros estados contables consolidadosauditados correspondientes al ejercicio finalizado el31 de diciembre de <strong>2008</strong> en relación con unadescripción de la conversión de montos en reales adólares estadounidenses.La variación del tipo de cambio tambiénafecta el monto de las utilidades no asignadas,disponibles para distribución, al ser calculadas endólares. Los montos indicados como disponiblespara distribución en los registros contablesreglamentarios son calculados en reales yconfeccionados de conformidad con los principioscontables brasileños y disminuyen o aumentan alser calculados en dólares cuando el real se aprecia odeprecia frente al dólar. Además, la variación deltipo de cambio genera ganancias y pérdidas pordiferencia de cambio que se incluyen en losresultados de las operaciones determinados deconformidad con los principios contables brasileñosy que afectan el monto de nuestras utilidades noasignadas, disponibles para distribución.Resultados de las OperacionesLas diferencias en los resultados de lasoperaciones entre un año y otro son el resultado deuna combinación de factores, entre los que seincluyen los siguientes: el volumen de crudo,productos derivados del petróleo y gas natural queproducimos y vendemos, el precio al que vendemosel crudo, los productos derivados del petróleo y elgas natural y la diferencia entre la tasa de inflaciónbrasileña y la devaluación o apreciación del realfrente al dólar.80
El siguiente cuadro presenta la variación de cada una de estas variables durante los tres últimosejercicios:<strong>2008</strong> 2007 2006Producción de Petróleo Crudo y LGN (mbbl/d):Brasil ........................................................................................................ 1.855 1.792 1.778Internacional ............................................................................................ 111 112 130Producción internacional no consolidada(1)..................................... 13 14 12Producción total de petróleo crudo y LGN ...................................................... 1.979 1.918 1.920Variación de la producción de petróleo crudo y LGN ..................................... 3,2% (0,1)% 4,0%Precio de venta promedio de crudo (barriles en U$S):Brasil ........................................................................................................ 81,55 61,57 54,71Internacional ............................................................................................ 63,16 50,46 44,02Producción de gas natural (mmcf/d):Brasil ........................................................................................................ 1.926 1.638 1.660Internacional ............................................................................................ 594 648 595Producción internacional no consolidada (1) .................................... 6 12 12Producción total de gas natural....................................................................... 2.526 2.298 2.267Variación de la producción de gas natural (vendida únicamente)................... 9,9% 1,4% 2,2%Precio de venta promedio del gas natural (miles de pies cúbicos en U$S):Brasil ........................................................................................................ 6,69 5,86 2,61Internacional ............................................................................................ 2,84 2,68 2,16Tipo de cambio al cierre del ejercicio (Reales/U$S)......................................... 2,34 1,77 2,14Apreciación (depreciación) durante el ejercicio(2).......................................... (31,9%) 17,2% 8,7%Tipo de cambio promedio correspondiente al ejercicio (Reales/U$S)............. 1,84 1,95 2,18Apreciación (depreciación) durante el ejercicio(3).......................................... 5,7% 10,5% 10,7%Tasa de inflación (IPCA)................................................................................... 5,9% 4,5% 3,1%(1) Empresas no consolidadas en Venezuela.(2) Considerando el tipo de cambio al cierre del ejercicio.(3) Considerando el tipo de cambio promedio correspondiente al ejercicio.Resultados de las Operaciones—<strong>2008</strong> comparadocon 2007Prácticamente la totalidad de los ingresos ygastos correspondientes a nuestras actividades enBrasil están denominados y son pagaderos enreales. Cuando el real se aprecia frente al dólar,como ocurrió en <strong>2008</strong> (5,7%) y en 2007 (10,5%), seproduce un aumento general de los ingresos ygastos cuando se encuentran expresados endólares. Sin embargo, la apreciación del real frenteal dólar afecta de diferentes maneras los rubrosanalizados a continuación. La siguiente comparaciónentre los resultados de las operaciones de <strong>2008</strong> y2007 se ve afectada por el aumento del valor delreal frente al dólar durante dicho período. Véase laNota 2 a nuestros estados contables consolidadosauditados correspondientes al ejercicio finalizado el31 de diciembre de <strong>2008</strong>, en relación coninformación más detallada acerca de la conversiónde los montos en reales a dólares.Algunos montos correspondientes aejercicios anteriores han sido reclasificados paraajustarlos a las normas de presentación del ejercicioactual. Estas reclasificaciones no han tenido impactoalguno sobre nuestros resultados.IngresosLos ingresos operativos netos aumentaron34,8% a U$S118.257 millones en <strong>2008</strong> deU$S87.735 millones en 2007. Este aumentocorrespondió principalmente al incremento del28,8% en los precios promedio de nuestrosproductos tanto en el mercado brasileño como en elmercado internacional y al aumento del 5,5% en elvolumen de ventas en Brasil.Las ventas consolidadas de productos yservicios aumentaron 30,3% a U$S146.529 millonesen <strong>2008</strong> comparado con U$S112.425 millones en2007 debido a los incrementos antes mencionados.Las ventas de productos y serviciosincluyen los siguientes montos que pagamos algobierno federal o estadual:• Impuesto al valor agregado, aportes alPrograma de <strong>Form</strong>ação do Patrimônio81
do Servidor Público (Programa deAhorros del Empleado Público oPASEP), Contribuição para oFinanciamento da Seguridade Social(Aporte para la Financiación delSistema de Seguridad Social o COFINS)y otros impuestos sobre las ventas yservicios y cargas sociales. Estosimpuestos aumentaron 21,2% aU$S25.046 millones en <strong>2008</strong> deU$S20.668 millones en 2007, debidoprincipalmente al incremento en losprecios y volúmenes de venta; y• CIDE, impuesto a las transaccionespagadero al gobierno brasileño, quedisminuyó 19,8% a U$S3.226 millonesen <strong>2008</strong> de U$S4.022 millones en2007, debido a que el gobiernobrasileño redujo las tasas sobre lasventas de gasolina y diesel en mayo de<strong>2008</strong>, cuando aumentamos los preciosde dichos productos.Costo de Ventas (Excluyendo Depreciación,Agotamiento y Amortización)Los costos de ventas correspondientes a<strong>2008</strong> aumentaron 46,3% a U$S72.865 millones deU$S49.789 millones en 2007. Este incremento seprodujo básicamente como consecuencia de:• un aumento del 37,4% (U$S6.318millones) en el costo de lasimportaciones debido a un incrementode 51% en los precios promedio y del5,9% en los volúmenes;• un aumento del 81,4% (U$S4.111millones) en los costos relacionadoscon nuestras actividades comercialesinternacionales debido al mayorvolumen de operaciones en marabierto de PifCo;• un aumento del 47,9% (U$S3.554millones) en los impuestos y cargas a laproducción que totalizaron U$S10.975millones en <strong>2008</strong> comparado conU$S7.420 millones en 2007. Losimpuestos y cargas a la producciónincluyen regalías, que seincrementaron 49,4% a U$S5.124millones en <strong>2008</strong> en comparación conU$S3.430 millones en 2007, y unimpuesto por participación especial(un impuesto extraordinario que debepagarse en caso de que haya unaelevada producción o rentabilidad ennuestros yacimientos), que aumentó47,3% a U$S5.792 millones en <strong>2008</strong> deU$S3.933 millones en 2007. Elincremento en los impuestos y cargasa la producción en <strong>2008</strong> se debióprincipalmente al aumento del 35% enel precio internacional del crudo, quese utiliza para determinar el precio dereferencia para el cálculo de lasregalías (U$S3.087 millones del total)y, en menor medida, una mayorproducción a partir de los nuevossistemas de producción,principalmente en los yacimientosRoncador y Espadarte (U$S467millones del total); y• un aumento del 11,2% (U$S3.524millones) en los costos relacionado conun mayor volumen de ventas en elmercado brasileño.Depreciación, Agotamiento y AmortizaciónCalculamos la depreciación, el agotamientoy la amortización de la mayoría de nuestros activosde exploración y producción en función del métodode unidades de producción. Los gastos pordepreciación, agotamiento y amortizaciónaumentaron 6,9% a U$S5.928 millones en <strong>2008</strong> deU$S5.544 millones en 2007. Este incremento seatribuyó a mayores inversiones y un aumento en laproducción local de petróleo y gas.Exploración, incluyendo Pozos Exploratorios SecosLos costos de exploración, incluidos loscostos de pozos exploratorios secos, aumentaron24,7% a U$S1.775 millones en <strong>2008</strong> en comparacióncon U$S1.423 millones en 2007. Este incremento sedebió principalmente a un aumento en los gastos deU$S520 millones relacionado con la imputación apérdida de pozos secos y económicamente inviablesen Brasil como consecuencia de:82
• mayor cantidad de pozos perforadoscomo resultado de nuestro programade inversiones;• mayores tarifas diarias y tarifas porservicios;• una menor tasa de éxito deexploración como resultado de laperforación en nuevas áreas defrontera en las Cuencas Santos yEspírito Santo.Estos efectos fueron parcialmentecompensados por una disminución de U$S256millones de los gastos relacionados con pozos secosen las operaciones internacionales.Desvalorización de Activos de Gas y PetróleoEn <strong>2008</strong>, registramos un cargo pordesvalorización de activos de U$S519 millones,comparado con U$S271 millones en 2007. El cargopor desvalorización de activos correspondiente a<strong>2008</strong> estuvo básicamente relacionado con:• desvalorización por U$S223 millonesdel valor llave de Pasadena RefiningSystem, nuestra subsidiaria indirectaen los Estados Unidos; y• desvalorización por U$S171 millonesen relación con el yacimiento Guajá yotros activos productivos en Brasildebido a la reducción en los preciosinternacionales del petróleo al cierredel ejercicio.El cargo por desvalorizacióncorrespondiente a 2007 estuvo básicamenterelacionado con las siguientes inversionesinternacionales:• desvalorización por U$S174 millonesen Ecuador debido a los cambiosimpositivos y legales implementadospor el gobierno;• desvalorización por U$S39 millones enlos Estados Unidos; y• desvalorización por U$S13 millones enAngola.Véase las Notas 9(b) y 18(a) a nuestrosestados contables consolidados auditadoscorrespondientes al ejercicio finalizado el 31 dediciembre de <strong>2008</strong>.Gastos por Ventas, Generales y AdministrativosLos gastos por ventas, generales yadministrativos aumentaron 18,9% a U$S7.429millones en <strong>2008</strong> comparado con U$S6.250 millonesen 2007.Los gastos por ventas se incrementaron19% a U$S3.517 millones en <strong>2008</strong> de U$S2.956millones en 2007. Este aumento se debióprincipalmente a un incremento de U$S367 millonesen los costos de transporte debido principalmente amayores volúmenes de venta.Los gastos generales y administrativosaumentaron 18,8% a U$S3.912 millones en <strong>2008</strong> deU$S3.294 millones en 2007. Excluyendo el impactode la apreciación del real, el incremento en losgastos de administración se debió principalmente amayores gastos de personal en <strong>2008</strong> comoconsecuencia de un aumento en los salarios y en lacantidad de empleados y mayores costosrelacionados con servicios de asesoramientotécnico, auditoría y procesamiento de datos enBrasil.Gastos de Investigación y DesarrolloLos gastos de investigación y desarrolloaumentaron 6,8% a U$S941 millones en <strong>2008</strong> deU$S881 millones en 2007. Este incremento se debióprincipalmente a mayores costos de capacitación einvestigación en relación con la producción a partirde reservas existentes y nuevas áreas deexploración.Gastos por Beneficios de Empleados Respecto deParticipantes no ActivosLos gastos por beneficios de empleadosrespecto de participantes no activos son costosfinancieros relacionados con costos previstos por losplanes de pensión y salud correspondientes a83
empleados retirados. Los gastos por beneficios deempleados respecto de participantes no activosdisminuyeron 15,1% a U$S841 millones en <strong>2008</strong> deU$S990 millones en 2007. Esta disminución en losgastos por beneficios de empleados respecto departicipantes no activos se debió principalmente alincremento del rendimiento previsto sobre losactivos del plan según cálculos actuariales a partirde diciembre de 2007.Otros Gastos OperativosLos otros gastos operativos aumentaron24,8% a U$S2.665 millones en <strong>2008</strong> de U$S2.136millones en 2007. Los cambios más significativosentre <strong>2008</strong> y 2007 fueron los siguientes:• un gasto extraordinario de U$S545millones derivado del ajuste de lasexistencias a valor de mercado;• un aumento del 96% (U$S169millones) en los gastoscorrespondientes a capacidad ociosaen las centrales termoeléctricas, aU$S345 millones en <strong>2008</strong> de U$S176millones en 2007;• un aumento del 37% (U$S87 millones)en los gastos relacionados con lanegociación de los contratos colectivosde trabajo, a U$S322 millones en <strong>2008</strong>de U$S235 millones en 2007;• un aumento del 29,4% (U$S62millones) en los gastoscorrespondientes a pérdidas ycontingencias relacionadas conprocesos legales, de U$S211 millonesen 2007 a U$S273 millones en <strong>2008</strong>;• un aumento del 4% (U$S26 millones)en los gastos correspondientes arelaciones institucionales y proyectosculturales, de U$S649 millones en2007 a U$S675 millones en <strong>2008</strong>;• una disminución del 1,3% (U$S3millones) en los gastoscorrespondientes a multascontractuales, de U$S240 millones en2007 a U$S237 millones en <strong>2008</strong>; y• una disminución del 12,3% (U$S30millones) correspondiente a salud,seguridad y medio ambiente (SSMA),de U$S244 millones en 2007 a U$S214millones en <strong>2008</strong>.Participación en Resultados de Sociedades NoConsolidadasLa participación en los resultados desociedades no consolidadas disminuyó registrandouna pérdida de U$S21 millones en <strong>2008</strong> encomparación con una ganancia de U$S235 millonesen 2007, debido básicamente a pérdidasprovenientes de inversiones en compañíaspetroquímicas afiliadas, principalmente QuattorCompanhia Petroquímica (U$S126 millones) yBraskem S.A. (U$S116 millones), como consecuenciade los gastos por variación del tipo de cambio enrelación con la deuda.Ingresos FinancierosNuestros ingresos financieros provienen dediversas fuentes, incluidos intereses sobre fondos einversiones equivalentes. La mayoría de lasinversiones equivalentes de la Compañía consistenen títulos a corto plazo del gobierno brasileño,incluidos títulos indexados al dólar estadounidense.También mantenemos depósitos en dólaresestadounidenses.Los ingresos financieros aumentaron 5,9%a U$S1.641 millones en <strong>2008</strong> en comparación conU$S1.550 millones en 2007. Este incremento sedebió principalmente a ganancias provenientes deinstrumentos derivados básicamente relacionadoscon contratos de commodities (U$S517 millones).Este aumento fue parcialmente compensado poruna disminución en los ingresos financierosrelacionados con inversiones (U$S185 millones) ycuentas a cobrar a clientes (U$S102 millones). En laNota 13 a los estados contables consolidadosauditados correspondientes al ejercicio finalizado el31 de diciembre de <strong>2008</strong>, se presenta un detalle delos resultados financieros.Gastos FinancierosLos gastos financieros aumentaron 25,3% aU$S848 millones en <strong>2008</strong> comparado con U$S677millones en 2007, principalmente debido a mayorespérdidas por instrumentos derivados en relación84
con contratos de divisas (U$S158 millones) y unaumento en los intereses capitalizados (U$S253millones). Estos aumentos fueron parcialmentecompensados por una disminución en los gastosfinancieros relacionados con el financiamiento deproyectos (U$S304 millones). En la Nota 13 a losestados contables consolidados auditadoscorrespondientes al ejercicio finalizado el 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, se presenta un detalle de losresultados financieros.Variación Monetaria y CambiariaLa variación monetaria y cambiaria generóuna ganancia de U$S1.584 millones en <strong>2008</strong> encomparación con una pérdida de U$S1.455 millonesen 2007. Esta variación se debe principalmente auna ganancia por diferencia de cambio sobre losactivos monetarios netos denominados en dólaresestadounidenses, debido a la apreciación del dólarestadounidense frente al real durante el segundosemestre de <strong>2008</strong>.Otros ImpuestosOtros impuestos, que incluyen diferentesimpuestos sobre las transacciones financieras,disminuyeron 34,6% a U$S433 millones en <strong>2008</strong> deU$S662 millones en 2007. Esta reducción seatribuye principalmente a la eliminación del CPMF,un impuesto que se paga en relación condeterminadas transacciones bancarias, el 1° deenero de <strong>2008</strong>. Esta disminución fue parcialmentecompensada por un aumento del IOF, impuesto quese paga sobre las transacciones financieras, el 1° deenero de <strong>2008</strong>.Otros Egresos, NetoOtros egresos, neto correspondenbásicamente a ganancias y pérdidas registradassobre la venta de activos fijos y otros gastosextraordinarios. Otros egresos, neto totalizaron unapérdida de U$S225 millones en <strong>2008</strong> encomparación con una pérdida de U$S143 millonesen 2007, principalmente debido a la imputación apérdida de U$S77 millones correspondientes alBloque 31 en Ecuador en el cuarto trimestre de<strong>2008</strong>.Beneficios (Gastos) por Impuesto a las GananciasLos resultados antes del impuesto a lasganancias y participaciones minoritariasaumentaron 39,9% a U$S26.992 millones en <strong>2008</strong>en comparación con U$S19.299 millones en 2007.El cargo por impuesto a las ganancias aumentó57,3% a U$S9.259 millones en <strong>2008</strong> en comparacióncon U$S5.888 millones en 2007. En la Nota 3 a losestados contables consolidados auditadoscorrespondientes al ejercicio finalizado el 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, presentamos la conciliaciónentre el impuesto a las ganancias calculado sobre labase de las alícuotas establecidas por ley y elcalculado sobre la base de las alícuotasefectivamente aplicadas.Resultado Neto por Segmento de NegocioEl rendimiento de cada segmento se mide en base al resultado neto. A continuación se incluye unanálisis del resultado neto de nuestros seis segmentos de negocio al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> en comparacióncon el correspondiente al 31 de diciembre de 2007.Ejercicio finalizado el 31 dediciembre de<strong>2008</strong> 2007(millones de U$S)Exploración y Producción ............................................................................... 21.031 14.072Suministro ....................................................................................................... (1.996) 2.785Distribución ..................................................................................................... 839 446Gas y Energía ................................................................................................... (223) (834)Internacional.................................................................................................... (808) (815)Corporativo ..................................................................................................... (57) (1.796)Eliminaciones................................................................................................... 93 (720)Resultado neto ................................................................................................ 18.879 13.13885
Exploración y ProducciónEl segmento de Exploración y Producciónde <strong>Petrobras</strong> incluye las actividades propias deexploración, desarrollo y producción en Brasil, lasventas y transferencias de crudo en los mercadoslocal e internacional, las transferencias de gasnatural a nuestro segmento de Gas y Energía y laventa de productos derivados del petróleoproducidos en las plantas procesadoras de gasnatural.El resultado neto consolidadocorrespondiente a nuestro segmento de Exploracióny Producción aumentó 49,5% a U$S21.031 millonesen <strong>2008</strong> en comparación con U$S 14.072 millonesen 2007, principalmente debido a un aumento enlos precios promedio correspondientes a nuestraproducción de petróleo local y un incremento del3,5% en la producción de petróleo y LGN.Estos efectos fueron parcialmentecompensados por:• un aumento en los impuestos a laproducción; y• un cargo por desvalorización deU$S171 millones en Brasil comoresultado de menores preciosinternacionales a fines de <strong>2008</strong>, queafectó las proyecciones futuras, ymayores costos de exploración debidoa la imputación a pérdida de pozossecos o económicamente inviables.El diferencial entre el precio promedio deventa/transferencia del crudo local y el preciopromedio del crudo Brent aumentó de U$S10,95por barril en 2007 a U$S15,44 por barril en <strong>2008</strong>. Elincremento de la diferencia fue resultado de unincremento similar entre el precio del crudo livianoy el precio del crudo pesado en el mercadointernacional, que en cierta medida mitigó losingresos provenientes del fuerte aumento en elprecio internacional del petróleo durante el primersemestre de <strong>2008</strong>.SuministroNuestro segmento de Suministrocomprende las actividades de downstream en Brasil,incluyendo refinación, logística, transporte,exportación y compra de petróleo crudo como asítambién la compra y venta de productos derivadosdel petróleo y etanol. Además, este segmentocomprende la división de productos petroquímicos yfertilizantes que incluye inversiones en compañíaspetroquímicas locales y nuestras dos plantas defertilizantes locales.Nuestro segmento de Suministro generóuna pérdida neta de U$S1.996 millones en <strong>2008</strong> encomparación con una ganancia neta de U$S2.785millones en 2007.Esta disminución se debe principalmente a:• un aumento en el costo deventa/transferencia de nuestrosegmento de Exploración y Produccióncomo resultado de la tendencia de losprecios internacionales del petróleo;• un aumento en los costos deproductos derivados del petróleoimportados en el mercadointernacional;• mayores costos de flete comoresultado de mayores volúmenes;• un aumento del precio de la nafta; y• el ajuste de las existencias a valor demercado.La pérdida neta correspondiente a nuestrosegmento de Suministro también fue afectadanegativamente por nuestra política de precios.Nosotros no ajustamos los precios locales del diesel,la gasolina y el GLP, que constituyenaproximadamente el 60% de nuestros ingresos dedownstream, para reflejar la volatilidad a cortoplazo en los mercados internacionales. Los costosdel petróleo y de los productos derivados delpetróleo comprados por nuestro segmento deSuministro reflejan, sin embargo, la volatilidad delos precios internacionales. Durante <strong>2008</strong>, nuestrosmárgenes de downstream disminuyeron mientrasque el aumento en los precios de la gasolina y eldiesel en el mercado local en mayo de <strong>2008</strong> nocompensaron íntegramente los mayores costos delpetróleo y de los productos derivados del petróleodurante la mayor parte del ejercicio. Recién en elcuarto trimestre de <strong>2008</strong>, cuando los precios86
internacionales cayeron abruptamente peronuestros precios de la gasolina y diesel semantuvieron estables, nuestros precios alcanzaronparidad con los niveles internacionales.DistribuciónNuestro segmento de Distribucióncomprende actividades de distribución de productosderivados del petróleo y etanol a cargo de nuestrasubsidiaria <strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A. – BR, enBrasil, de la cual somos accionistas mayoritarios.El resultado neto correspondiente anuestro segmento de Distribución aumentó 88,1% aU$S839 millones en <strong>2008</strong> en comparación conU$S446 millones en 2007.Este incremento se debió principalmente a:• mayores volúmenes de venta; y• menores gastos operativos debido a laeliminación del impuesto CPMF yganancias provenientes de ladesafectación de previsionesrelacionadas con procesos legales en2007.Este segmento representó el 34,9% deltotal del mercado de distribución de combustible deBrasil en <strong>2008</strong> en comparación con el 34,3% en2007.Gas y EnergíaNuestro segmento de Gas y Energía incluyeprincipalmente la compra, venta, transporte ydistribución de gas natural producido en Brasil oimportado del exterior. Además, este segmentoincluye nuestra participación en el transporte de gasnatural, distribución de gas natural y generacióntermoeléctrica locales.La pérdida neta correspondiente a nuestrosegmento de Gas y Energía disminuyó 73,3% aU$S223 millones en <strong>2008</strong> en comparación con unapérdida neta de U$S834 millones en 2007. Estadisminución de nuestra pérdida neta se produjocomo resultado de:• mayores márgenes en nuestro negociode gas natural y electricidad,reflejando un aumento en los preciosde venta; y• mayores volúmenes de venta de gasnatural y electricidad en <strong>2008</strong> encomparación con 2007.Estos efectos fueron parcialmentecompensados por una previsión por el menor valorde mercado de nuestras existencias de LGN.InternacionalEl segmento Internacional comprendenuestras actividades en otros países que incluyenExploración y Producción, Suministro, Distribución yGas y Energía.La pérdida neta generada por nuestrosegmento Internacional disminuyó 0,9% a U$S808millones en <strong>2008</strong> en comparación con una pérdidaneta de U$S815 millones en 2007. Esta disminuciónse atribuyó principalmente a un aumento en losmárgenes como resultado de un incremento en losprecios del petróleo durante los primeros nuevemeses de <strong>2008</strong>.Estos efectos fueron compensados por:• el ajuste de las existencias a valor demercado en los Estados Unidos, Japóny Argentina;• gastos devengados en relación conregalías;• la imputación a pérdida del Bloque 31en Ecuador;• la amortización completa del valorllave de la Refinería en Pasadena; y• ganancias extraordinarias derivadas dela venta de refinerías bolivianas ycompañías argentinas en 2007.CorporativoNuestro segmento Corporativo comprendeactividades financieras no atribuibles a otrossegmentos, incluida la administración financieracorporativa, gastos generales relacionados con laadministración central y gastos actuariales87
elacionados con nuestros planes de pensión y saludpara participantes no activos.La pérdida neta correspondiente a nuestrosegmento Corporativo disminuyó 96,8% a U$S57millones en <strong>2008</strong> en comparación con una pérdidaneta de U$S1.796 millones en 2007, principalmentedebido a:• un aumento en los ingresos financierosprovenientes de ganancias pordiferencia de cambio sobre lasinversiones internacionales;• menores gastos correspondientes aplanes de pensión; y• la eliminación del impuesto CPMF.Estos efectos fueron parcialmentecompensados por un aumento en los gastos porventas, generales y administrativos, derivadoprincipalmente de mayores gastos relacionados conel personal.Resultados de las Operaciones — 2007 comparadocon 2006La siguiente comparación también se veafectada por el aumento del valor del real frente aldólar durante 2007 (10,5%) y 2006 (10,7%). Véasela Nota 2 a nuestros estados contables consolidadosauditados correspondientes al ejercicio finalizado el31 de diciembre de 2007, en relación coninformación más detallada acerca de la conversiónde los montos en reales a dólares.Algunos montos correspondientes aejercicios anteriores han sido reclasificados paraajustarlos a las normas de presentación del ejercicioactual. Estas reclasificaciones no han tenido impactoalguno sobre nuestros resultados.IngresosLos ingresos operativos netos aumentaron21,3% a U$S87.735 millones en 2007 de U$S72.347millones en 2006. Este aumento correspondióprincipalmente al incremento en el volumen deventas y en los precios de nuestros productos, tantoen el mercado brasileño como en el mercadointernacional.Las ventas consolidadas de productos yservicios aumentaron 19,7% a U$S112.425 millonesen 2007 comparado con U$S93.893 millones en2006, debido básicamente a los incrementos antesmencionados.Las ventas de productos y serviciosincluyen los siguientes montos que cobramos ennombre del gobierno federal o estadual:• impuesto al valor agregado, cargassociales pagaderas sobre las ventas eingresos financieros denominadasPASEP y COFINS y otros impuestos alas ventas de productos y servicios yotras cargas sociales. Estos impuestosaumentaron 15,4% a U$S20.668millones en 2007 de U$S17.906millones en 2006, debidoprincipalmente al incremento en losprecios y volúmenes de venta; y• CIDE, impuesto a las transacciones,que se incrementó 10,5% a U$S4.022millones en 2007 de U$S3.640 millonesen 2006. Este aumento correspondióprincipalmente al incremento en losprecios y volúmenes de venta.Costo de Ventas (Excluyendo Depreciación,Agotamiento y Amortización)Los costos de ventas correspondientes a2007 aumentaron 23,9% a U$S49.789 millones deU$S40.184 millones en 2006. Este aumento fuebásicamente consecuencia de:• un aumento del 20% (U$S2.472millones) en los costos de lasimportaciones debido a un incrementoen los precios y volúmenes;• un aumento del 15% (U$S2.443millones) en los costos relacionado conel incremento de los precios en elmercado internacional, incluidos loscostos relacionados con la Refinería enPasadena;• un aumento del 16,8% (U$S1.567millones) en los costos relacionado conun incremento del 10,7% de losvolúmenes de venta en el mercado88
internacional, incluyendo costosrelacionados con la Refinería enPasadena;• un aumento del 11,1% (U$S505millones) en los costos relacionadoscon nuestras actividades comercialesinternacionales, debido al mayorvolumen de operaciones offshore dePifCo; y• un aumento del 0,1% (U$S11 millones)en impuestos y cargas a la producciónque ascendieron a U$S7.420 millonesen 2007 comparado con U$S7.409millones en 2006. Los impuestos ycargas a la producción incluyenregalías que disminuyeron 1,3% aU$S3.430 millones en 2007 comparadocon U$S3.475 millones en 2006, y unimpuesto por participación especial(un impuesto extraordinario que debepagarse en caso de que haya unaelevada producción o rentabilidad ennuestros yacimientos), que aumentó1,2% a U$S3.933 millones en 2007comparado con U$S3.885 millones en2006. El incremento en los impuestos ycargas a la producción en 2007 sedebió principalmente al aumento en elprecio promedio de referenciautilizado para calcular los impuestos ala producción correspondientes anuestra producción local. Esteaumento fue parcialmentecompensado por una disminución delimpuesto por participación especialcorrespondiente a algunos de nuestroscampos maduros en mar abierto conproducción decreciente.Depreciación, Agotamiento y AmortizaciónCalculamos la depreciación, el agotamientoy la amortización de la mayoría de nuestros activosde exploración y producción en función del métodode unidades de producción. Los gastos pordepreciación, agotamiento y amortizaciónaumentaron 50,9% a U$S5.544 millones en 2007 deU$S3.673 millones en 2006. Este aumento seatribuyó principalmente a mayores inversiones y aun aumento de los cargos por agotamiento yamortización relacionado con una mayorproducción de petróleo y gas.Exploración, incluidos los Pozos Exploratorios SecosLos costos de exploración, incluidos loscostos de pozos exploratorios secos, aumentaron52,4% a U$S1.423 millones en 2007 de U$S934millones en 2006. Este aumento se atribuyóbásicamente a:• un aumento de U$S243 millones en losgastos relacionados con actividades desísmica internacional; y• un aumento de U$S99 millones en losgastos relacionados con pozos secosen las operaciones internacionales.Desvalorización de Activos de Gas y PetróleoEn 2007, registramos un cargo pordesvalorización de activos de U$S271 millonescomparado con U$S21 millones en 2006. El cargopor desvalorización de activos estuvo básicamenterelacionado con las siguientes inversionesinternacionales:• en Ecuador (U$S174 millones) debido alos cambios impositivos y legalesimplementados por el gobierno;• en los Estados Unidos (U$S39millones); y• en Angola (U$S13 millones).El cargo por desvalorización de activoscorrespondiente a 2006 estuvo básicamenterelacionado con el yacimiento en tierra Córrego dePedras en Brasil. Véase las Notas 9(b) y 9(d) anuestros estados contables consolidados auditadoscorrespondientes al ejercicio finalizado el 31 dediciembre de 2007.Gastos por Ventas, Generales y AdministrativosLos gastos por ventas, generales yadministrativos aumentaron 29,6% a U$S6.250millones en 2007 de U$S4.824 millones en 2006.Los gastos de ventas se incrementaron23,5% a U$S2.956 millones en 2007 de U$S2.39489
millones en 2006. Este aumento se debióprincipalmente a:• un incremento de aproximadamenteU$S182 millones relacionado conmayores costos de transportebásicamente como consecuencia delaumento de las exportaciones; y• un aumento de aproximadamenteU$S75 millones en gastos relacionadoscon el personal.Los gastos generales y administrativosaumentaron 35,6% a U$S3.294 millones en 2007,comparado con U$S2.430 millones en 2006. Esteincremento se debió principalmente a:• un aumento de aproximadamenteU$S309 millones en gastosrelacionados con el personal; y• un aumento de U$S229 millones enservicios de asesoramiento técnicoadicionales debido a una mayortercerización de actividades generalesno estratégicas.Gastos de Investigación y DesarrolloLos gastos de investigación y desarrolloaumentaron 20,7% a U$S881 millones en 2007 deU$S730 millones en 2006. Este aumentobásicamente correspondió a mayores costos decapacitación de personal técnico y de actividades deinvestigación y desarrollo en relación con laproducción a partir de reservas existentes y nuevasáreas de exploración.Gastos por Beneficios de Empleados Respecto deParticipantes no ActivosLos gastos por beneficios de empleadosrespecto de participantes no activos son costosfinancieros relacionados con costos previstos por losplanes de pensión y salud. Los gastos por beneficiosde empleados respecto de participantes no activosdisminuyeron 2,7% a U$S990 millones en 2007 encomparación con U$S1.017 millones en 2006. Estadisminución se debió principalmente a la reducciónde U$S146 millones de los gastos por beneficios deempleados respecto de participantes no activos,debido principalmente al mayor rendimientoprevisto sobre los activos del plan durante 2007.Otros Gastos OperativosLos otros gastos operativos aumentaron aun total de U$S2.136 millones en 2007, comparadocon U$S1.120 millones en 2006. Las variaciones mássignificativas entre 2007 y 2006 fueron lassiguientes:• un gasto extraordinario de U$S498millones relacionado conmodificaciones en lasreglamentaciones del Plan de PensiónPetros;• un aumento del 173,3% (U$S149millones) en el gasto relacionado conla implementación de nuestro nuevoplan salarial, a U$S235 millones en2007 de U$S86 millones en 2006;• un aumento del 181,3% (U$S136millones) en el gasto correspondientea pérdidas resultantes de accioneslegales y contingencias relacionadascon juicios en trámite, a U$S211millones en 2007 de U$S75 millones en2006;• un aumento del 83,5% (U$S111millones) en el gasto correspondientea salud, seguridad y medio ambiente(SSMA) en 2007, a U$S244 millones en2007 de U$S133 millones en 2006;• un aumento del 14,3% (U$S81millones) en el gasto correspondientea relaciones institucionales y proyectosculturales, a U$S649 millones en 2007de U$S568 millones en 2006;• un incremento del 1,6% (U$S1 millón)en el gasto relacionado con paradas noprogramadas de plantas y equipos, aU$S65 millones en 2007 de U$S64millones en 2006; y• una disminución del 26,1% (U$S62millones) en el gasto en concepto decapacidad ociosa de las centrales90
termoeléctricas, a U$S176 millones en2007 de U$S238 millones en 2006.Participación en Resultados de Sociedades NoConsolidadasLa participación en los resultados desociedades no consolidadas aumentó a U$S235millones en 2007 comparado con U$S28 millones en2006, como resultado principalmente de unincremento en las ganancias provenientes deinversiones en compañías afiliadas de <strong>Petrobras</strong> GásS.A. ‐ Gaspetro (U$S71 millones), <strong>Petrobras</strong> QuímicaS.A.‐ Petroquisa (U$S62 millones) y <strong>Petrobras</strong>International Braspetro B.V.‐PIB (U$S37 millones).Ingresos FinancierosNuestros ingresos financieros provienen dediversas fuentes, incluidos intereses sobre fondos einversiones equivalentes. La mayoría de lasinversiones equivalentes de la Compañía son títulosa corto plazo del gobierno brasileño, incluidostítulos indexados al dólar estadounidense. Tambiénmantenemos depósitos en dólares estadounidenses.Los ingresos financieros aumentaron 33% aU$S1.550 millones en 2007 de U$S1.165 millones en2006. Este aumento se debió principalmente amayores ingresos por U$S258 millones en conceptode intereses financieros devengados de inversionesen 2007 comparado con 2006. En la Nota 13 a losestados contables consolidados auditadoscorrespondientes al ejercicio finalizado el 31 dediciembre de 2007, se presenta un detalle de losresultados financieros.Gastos FinancierosLos gastos financieros disminuyeron 49,5%a U$S677 millones en 2007, respecto de U$S1.340millones en 2006. Esta disminución se debióbásicamente a una reducción de U$S214 millonesen las pérdidas por instrumentos derivados y deU$S122 millones en las pérdidas relacionadas con larecompra de títulos en 2007 en comparación con2006. En la Nota 13 a los estados contablesconsolidados auditados correspondientes alejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007, sepresenta un detalle de los resultados financieros.Variación Monetaria y CambiariaLa variación monetaria y cambiaria generópérdidas por U$S1.455 millones en 2007 encomparación con una ganancia de U$S75 millonesen 2006. El incremento de la variación monetaria ycambiaria se atribuye básicamente al aumento en laapreciación del real de 8,7% a 17,2% en relación coninversiones denominadas en dólares tanto en Brasil(a través de nuestro segmento de Exploración yProducción) como en el exterior (a través denuestro segmento Internacional e inversionesfinancieras).Otros ImpuestosOtros impuestos, que incluyen diferentesimpuestos sobre las transacciones financieras,aumentaron 11,4% a U$S662 millones en 2007 encomparación con U$S594 millones en 2006.Otros Egresos, NetoOtros egresos, neto básicamentecorresponden a ganancias y pérdidas registradassobre las ventas de activos fijos y otros gastosextraordinarios. Otros egresos, neto totalizaron unapérdida de U$S143 millones en 2007, comparadocon una pérdida de U$S17 millones en 2006básicamente como consecuencia de gastosrelacionados con daños a equipos de tercerosinstalados en pozos en la Cuenca Campos (U$S71millones) y la imputación a pérdida de los costosirrecuperables correspondientes a Exploración yProducción (U$S53 millones).Beneficios (Gastos) por Impuesto a las GananciasLos resultados antes del impuesto a lasganancias y participaciones minoritariasaumentaron 0,7% a U$S19.299 millones en 2007 deU$S19.161 millones en 2006. El cargo por impuestoa las ganancias aumentó 3,5% a U$S5.888 millonesen 2007 de U$S5.691 millones en 2006. En la Nota 3a los estados contables consolidados auditadoscorrespondientes al ejercicio finalizado el 31 dediciembre de 2007, presentamos la conciliaciónentre el impuesto a las ganancias calculado sobre labase de las alícuotas establecidas por ley y elcalculado sobre la base de las alícuotasefectivamente aplicadas.91
Resultado Neto por Segmento de NegocioEl rendimiento de cada segmento se mide en base al resultado neto. A continuación se incluye unanálisis del resultado neto de nuestros seis segmentos de negocio al 31 de diciembre de 2007 en comparacióncon el correspondiente al 31 de diciembre de 2006.Ejercicio finalizado el 31 dediciembre de2007 2006(millones de U$S)Exploración y Producción ............................................................................... 14.072 11.942Suministro ....................................................................................................... 2.785 2.533Distribución ..................................................................................................... 446 298Gas y Energía ................................................................................................... (834) (505)Internacional.................................................................................................... (815) 123Corporativo ..................................................................................................... (1.796) (1.436)Eliminaciones................................................................................................... (720) (129)Resultado neto ................................................................................................ 13.138 12.826Exploración y ProducciónEl segmento de Exploración y Producciónde <strong>Petrobras</strong> incluye las actividades propias deexploración, desarrollo y producción en Brasil, lasventas y transferencias de crudo en los mercadoslocal e internacional, las transferencias de gasnatural a nuestro segmento de Gas y Energía y laventa de productos derivados del petróleoproducidos en las plantas procesadoras de gasnatural.El resultado neto consolidadocorrespondiente a nuestro segmento de Exploracióny Producción aumentó 17,8% a U$S14.072 millonesen 2007 en comparación con U$S11.942 millones en2006.Este resultado se atribuyó principalmente aun incremento de U$S6.253 millones en los ingresosoperativos netos, básicamente como consecuenciade:• mayores precios de venta ytransferencia del crudo en Brasil;• un incremento del 0,8% en laproducción de petróleo crudo y LGN; y• mayores precios de transferencia degas natural a nuestros otrossegmentos debido a la nuevametodología que considera lossustitutos del gas natural tales como elfuel oil, como así también los preciosinternacionales.Estos efectos fueron parcialmentecompensados por:• un incremento de U$S1.492 millonesen el costo de ventas como resultadode mayores costos de extracción eimpuestos sobre la producciónexpresados en dólaresestadounidenses, como así también unleve aumento en la producción;• un incremento de U$S1.169 millonesen depreciación, agotamiento yamortización principalmente comoresultado de mayores inversiones ygastos de agotamiento relacionadoscon el aumento de nuestra producciónde crudo y gas natural; y• un incremento de U$S214 millones enotros gastos operativos,principalmente como resultado de uncargo aplicado por única vez deU$S104 millones relacionado conmodificaciones a las reglamentacionesdel Plan Petros.SuministroNuestro segmento de Suministrocomprende las actividades de downstream en Brasil,92
incluyendo refinación, transporte, exportación ycompra de petróleo crudo como así también lacompra y venta de productos derivados del petróleoy etanol. Además, este segmento comprende ladivisión de productos petroquímicos y fertilizantesque incluye inversiones en compañíaspetroquímicas locales y nuestras plantas defertilizantes locales.El resultado neto consolidadocorrespondiente a nuestro segmento de Suministroaumentó 9,9% a U$S2.785 millones en 2007comparado con U$S2.533 millones en 2006.Este incremento principalmentecorrespondió a un aumento de U$S11.590 millonesen los ingresos operativos netos, básicamente comoconsecuencia de:• un mayor volumen de ventas;• un incremento en los preciospromedio de nuestros productosvendidos en Brasil, a pesar de losprecios constantes en reales para eldiesel, gasolina comercial y GLP dadoque la apreciación del real generómayores ingresos expresados endólares estadounidenses; y• un incremento en los preciosinternacionales en relación con lasexportaciones de productos derivadosdel petróleo.Estos efectos fueron parcialmentecompensados por:• un aumento del 19,4% (U$S10.069millones) en el costo de ventas,principalmente atribuible a unaumento en el costo y los volúmenesde crudo local e importado y unincremento en el costo y losvolúmenes de productos derivados delpetróleo importados, principalmentediesel. Asimismo, el aumento en loscostos de refinación contribuyó alincremento del costo de ventas;• un aumento del 47,1% (U$S640millones) de los gastos por ventas,generales y administrativos comoDistribuciónresultado de mayores gastos porventas, debido a mayores volúmenesde ventas y un aumento en los gastosrelacionados con el personal;• un incremento del 61% (U$S408millones) en depreciación,agotamiento y amortizaciónprincipalmente como resultado demayores inversiones para optimizar ymodernizar nuestras refinerías; y• un incremento del 441,1% (U$S179millones) en otros gastos operativos,principalmente como consecuencia deun cargo aplicado por única vez deU$S61 millones relacionado conmodificaciones en lasreglamentaciones del Plan Petros ygastos por U$S69 millones relacionadocon SSMA.Nuestro segmento de Distribucióncomprende actividades de distribución de productosderivados del petróleo y etanol a cargo de nuestrasubsidiaria <strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A. – BR, enBrasil, de la cual somos accionistas mayoritarios.El resultado neto consolidadocorrespondiente a nuestro segmento deDistribución aumentó 49,7% a U$S446 millones en2007 comparado con U$S298 millones en 2006.Este resultado reflejó un incremento deU$S4.639 millones en los ingresos operativos netos,principalmente como resultado de mayoresvolúmenes de ventas.Estos efectos fueron parcialmentecompensados por el incremento de U$S4.157millones en los costos de ventas, básicamentedebido a un mayor volumen de ventas.Gas y EnergíaNuestro segmento de Gas y Energía incluyeprincipalmente la compra, venta, transporte ydistribución de gas natural producido en Brasil oimportado del exterior. Adicionalmente, estesegmento incluye nuestra participación locales en el93
transporte de gas natural, distribución de gasnatural y generación termoeléctrica.Nuestro segmento de Gas y Energíaregistró una pérdida neta de U$S834 millones en2007 en comparación con una pérdida neta deU$S505 millones en 2006.Este aumento en nuestra pérdida neta seprodujo básicamente como consecuencia de:• un incremento del 24,5% (U$S890millones) en el costo de ventas, debidoprincipalmente a mayores costos delgas natural; y• un aumento del 144,1% (U$S257millones) en otros gastos operativos,principalmente atribuido a gastos porU$S240 millones en relación con elpago de multas contractualesrelacionadas con el suministro de gas yelectricidad.Estos efectos fueron parcialmentecompensados por un incremento de U$S822millones en los ingresos operativos netos comoresultado de:Internacional• un aumento en el precio de venta delgas natural; y• un incremento del 2,1% en el volumende ventas de gas natural.El segmento Internacional comprendenuestras actividades de Exploración y Producción,Suministro, Distribución y Gas y Energíadesarrolladas en otros países.Nuestro segmento Internacional generóuna pérdida neta de U$S815 millones en 2007 encomparación con una ganancia neta de U$S123millones en 2006.Esta disminución se atribuyóprincipalmente a:• mayores costos de venta por un montode U$S2.954 millones, principalmentecomo resultado de: (i) la consolidaciónde la Refinería en Pasadena adquiridaen 2006; y (ii) un incremento en loscostos de extracción, básicamente enArgentina;• un aumento de U$S342 millones engastos de exploración y perforación,principalmente en Turquía, Angola,Irán, Argentina, Libia y Venezuela;• un incremento de U$S225 millones encargos por desvalorización de activos,principalmente en Ecuador, EstadosUnidos y Angola;• un aumento de U$S151 millones engastos por ventas, generales yadministrativos debido a unincremento de las operaciones denuestras subsidiarias en el exterior,adquisiciones de sociedades y laconstitución de nuevas compañías; y• un incremento de U$S150 millones endepreciación, agotamiento yamortización principalmente comoresultado de mayores inversionesrelacionadas con bienes de usoasociados a la producción de petróleocrudo y gas natural.Estos incrementos fueron parcialmentecompensados por un aumento de U$S3.030millones en los ingresos operativos netos comoresultado de la consolidación de la Refinería enPasadena y un incremento de los ingresosprovenientes del negocio petroquímico enArgentina, parcialmente compensado por laexclusión de los ingresos provenientes deoperaciones en Venezuela de nuestros resultadosconsolidados.CorporativoNuestro segmento Corporativo comprendeactividades financieras no atribuibles a otrossegmentos, incluida la administración financieracorporativa, gastos generales relacionados con laadministración central y gastos actuarialesrelacionados con nuestros planes de pensión y saludpara participantes no activos.94
La pérdida neta consolidadacorrespondiente a nuestro segmento Corporativoaumentó a U$S1.796 millones en 2007 encomparación con una pérdida neta de U$S1.436millones en 2006.Esta mayor pérdida neta derivóprincipalmente de:• un aumento del 38,2% (U$S436millones) en los gastos por ventas,generales y administrativos,principalmente como resultado degastos relacionados con elreclutamiento de personal para cubrirel crecimiento proyectado, como asítambién una mayor actividad en 2007,un nuevo plan salarial con el objetivode que nuestros salarios sean máscompetitivos en el mercado laboralbrasileño y la renovación de unconvenio colectivo de trabajo; y• un cargo aplicado por única vez deU$S305 millones incluido en otrosgastos operativos relacionado con lasmodificaciones a las reglamentacionesdel Plan de Pensión Petros.Estos efectos fueron parcialmentecompensados por una disminución de U$S601millones en el cargo por impuesto a las gananciasdebido a los incentivos impositivos adicionales enrelación con las operaciones en la región cubiertapor la Agencia de Desarrollo del Noreste (ADENE).95
Información Adicional sobre los Segmentos de NegocioA continuación se presenta información financiera adicional seleccionada por segmento de negociocorrespondiente a los ejercicios <strong>2008</strong>, 2007 y 2006:Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006(millones de U$S)Exploración y ProducciónIngresos netos en relación con terceros(1)(2)............................................................... 973 2.455 3.351Ingresos netos intersegmento....................................................................................... 58.051 39.536 32.387Total ingresos operativos netos (2) .......................................................................... 59.024 41.991 35.738Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... (3.544) (3.335) (2.166)Resultado neto (3)......................................................................................................... 21.031 14.072 11.942Inversiones.................................................................................................................... 14.293 9.448 7.329Bienes de Uso, neto....................................................................................................... 45.836 48.288 33.979SuministroIngresos netos en relación con terceros(1)(2)............................................................... 69.318 50.531 42.831Ingresos netos intersegmento....................................................................................... 26.884 19.018 15.128Total ingresos operativos netos(2)........................................................................... 96.202 69.549 57.959Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... (1.109) (1.077) (669)Resultado neto (3)......................................................................................................... (1.996) 2.785 2.533Inversiones.................................................................................................................... 7.234 4.488 1.936Bienes de Uso, neto....................................................................................................... 15.806 14.480 9.828DistribuciónIngresos netos en relación con terceros(1) ................................................................... 30.315 22.944 18.394Ingresos netos intersegmento....................................................................................... 577 376 287Total ingresos operativos netos ............................................................................... 30.892 23.320 18.681Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... (165) (155) (143)Resultado neto(3) ......................................................................................................... 839 446 298Inversiones.................................................................................................................... 309 327 351Bienes de Uso, neto....................................................................................................... 1.621 1.838 1.468Gas y EnergíaIngresos netos en relación con terceros(1) ................................................................... 7.627 3.673 2.833Ingresos netos intersegmento....................................................................................... 1.175 1.239 1.257Total ingresos operativos netos ............................................................................... 8.802 4.912 4.090Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... (367) (259) (197)Pérdida neta(3) ............................................................................................................. (223) (834) (505)Inversiones.................................................................................................................... 4.256 3.223 1.664Bienes de Uso, neto....................................................................................................... 10.719 10.615 6.828InternacionalIngresos netos en relación con terceros(1) .................................................................. 10.024 8.132 4.938Ingresos netos intersegmento....................................................................................... 916 969 1.133Total ingresos operativos netos ............................................................................... 10.940 9.101 6.071Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... (564) (567) (417)Resultado neto(3) ......................................................................................................... (808) (815) 123Inversiones.................................................................................................................... 2.908 2.864 2.637Bienes de Uso, neto....................................................................................................... 9.341 7.596 5.722(1) Como compañía verticalmente integrada, no todos nuestros segmentos registran ingresos significativos en relación con terceros. Porejemplo, nuestro segmento de Exploración y Producción representa una gran parte de nuestra actividad económica y nuestrasinversiones, pero registra bajos ingresos en relación con terceros.(2) Los ingresos provenientes de la comercialización de petróleo a terceros se clasifican de acuerdo con los puntos de venta, que podrían serlos segmentos de Exploración y Producción o de Suministro.(3) Con el fin de alinear los estados contables de cada segmento de negocio con las mejores prácticas de las compañías del sector depetróleo y el gas y a los fines de una mejor comprensión por parte de nuestra dirección, a partir del primer trimestre de 2006 hemosresuelto imputar los resultados financieros y rubros financieros al nivel corporativo, incluyendo ejercicios anteriores.96
Análisis de la Situación Financiera y de losResultados de las Operaciones de PifCoInformación GeneralPifCo es una subsidiaria totalmentecontrolada de <strong>Petrobras</strong>. En consecuencia, lasituación financiera y los resultados de lasoperaciones de PifCo se ven afectados en granmedida por nuestras decisiones. La capacidad dePifCo de cumplir con sus obligaciones de deudapendientes depende de diversos factores queincluyen:• la situación financiera y los resultadosde las operaciones de <strong>Petrobras</strong>;• el alcance con el que <strong>Petrobras</strong>continua utilizando los servicios dePifCo para compras en el mercado decrudo y productos derivados delpetróleo;• la disposición de <strong>Petrobras</strong> decontinuar otorgando préstamos a PifCoy suministrándole otras clases derespaldo financiero;• la capacidad de PifCo de acceder afuentes de financiamiento, incluidoslos mercados de capitalesinternacionales y líneas de crédito deterceros; y• la capacidad de PifCo de transferir a<strong>Petrobras</strong> sus costos financieros.Los ingresos de PifCo provienen de:• las ventas de crudo y productosderivados del petróleo a <strong>Petrobras</strong>;• las ventas de crudo y de productosderivados del petróleo a terceros yafiliadas; y• la financiación de las ventas a<strong>Petrobras</strong>, los préstamos internos a<strong>Petrobras</strong> y las inversiones en títulosnegociables y otros instrumentosfinancieros.Los gastos operativos de PifCo incluyen:• los costos de ventas, que se componenprincipalmente de compras de crudo yproductos derivados del petróleo;• gastos de comercialización yadministración; y• gastos financieros, principalmente enconcepto de intereses devengados delas líneas de crédito y deudas delmercado de capitales, ventas defuturas cuentas a cobrar y préstamosinternos otorgados por <strong>Petrobras</strong>.Compra y Venta de Crudo y Productos Derivadosdel PetróleoPifCo generalmente compra crudo yproductos derivados del petróleo a través detransacciones con plazos de pago deaproximadamente 30 días. <strong>Petrobras</strong> en generalpaga los embarques de crudo y productos derivadosdel petróleo que PifCo le vende dentro de un plazomáximo de 330 días, lo que concede a <strong>Petrobras</strong> unplazo suficiente para reunir la documentaciónexigida por la legislación brasileña con el fin deiniciar el proceso de pago de dichos embarques.Durante ese plazo, PifCo generalmente financia lacompra de crudo y productos derivados del petróleoa través de fondos provistos previamente por<strong>Petrobras</strong> o a través de acuerdos financierosnegociados con terceros. La diferencia entre elmonto que PifCo paga por el crudo y los productosderivados del petróleo y el monto que <strong>Petrobras</strong>paga por esos mismos productos es diferida yreconocida como parte de los ingresos financierosde PifCo en base al método de línea recta en elperíodo en el cual <strong>Petrobras</strong> debe pagar a PifCo.PifCo también compra a <strong>Petrobras</strong> petróleo crudo yproductos derivados del petróleo para su ventafuera de Brasil. Asimismo, PifCo vende y compracrudo y productos derivados del petróleo a tercerosy partes relacionadas, principalmente fuera deBrasil.97
Resultado de las Operaciones — <strong>2008</strong> comparadocon 2007Resultado NetoPifCo registró una pérdida de U$S772millones en <strong>2008</strong> en comparación con una ganancianeta de U$S29 millones en 2007.Ventas de Petróleo Crudo y Productos Derivados delPetróleo y Servicios RelacionadosLas ventas de petróleo crudo y deproductos derivados del petróleo y serviciosrelacionados por parte de PifCo aumentaron 58,8%a U$S42.443 millones en <strong>2008</strong> en comparación conU$S26.732 millones en 2007. Este incremento sedebió principalmente a:Costo de Ventas• un aumento del 44% en el preciopromedio de venta, principalmentecomo resultado de un incremento del34% en el precio promedio del crudoBrent, a U$S96,99 por barril en <strong>2008</strong>de U$S72,52 por barril en 2007; y• un aumento del 14,1% en el volumende ventas, debido básicamente amayores ventas de petróleo crudo y deproductos derivados del petróleocomprados a terceros y afiliadas yposteriormente vendidos a <strong>Petrobras</strong>.El costo de ventas aumentó 60,5% aU$S42.231 millones en <strong>2008</strong> en comparación conU$S26.311 millones en 2007. Este incremento fueproporcionalmente mayor al aumento en las ventasde petróleo crudo y de productos derivados delpetróleo y servicios principalmente debido a lasmismas razones y adicionalmente como resultadotambién de una mayor formación de preciospromedio de las existencias durante el últimotrimestre de <strong>2008</strong>, dado que el petróleo crudo y losproductos derivados del petróleo mayormente seadquirieron antes de la caída de los preciosinternacionales del petróleo.Gastos por Ventas, Generales y AdministrativosLos gastos por ventas, generales yadministrativos de PifCo incluyen principalmentecostos de transporte y aranceles por servicios,incluidos los servicios contables, legales y decalificación. Estos gastos aumentaron 90,8% aU$S562 millones en <strong>2008</strong> en comparación conU$S294 millones en 2007. Este incremento se debióprincipalmente a mayores ventas offshore y unaumento de las tarifas promedio de flete en <strong>2008</strong>,como resultado de cambios en las tendencias delmercado internacional y en las rutas de transportepor un monto de U$S452 millones.Otros Gastos OperativosPifCo reconoció una pérdida de U$S577millones debido a la desvalorización de existenciascorrespondiente al ejercicio finalizado el 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, como resultado de la recientecaída de los precios internacionales del petróleo.Ingresos FinancierosLos ingresos financieros de PifCo provienende la financiación de las ventas y de préstamosinternos a <strong>Petrobras</strong> como así también deinversiones en títulos negociables y otrosinstrumentos financieros. Los ingresos financierosde PifCo aumentaron 12,3% a U$S2.325 millones en<strong>2008</strong> en comparación con U$S2.070 millones en2007. Este incremento se debió principalmente a:• un mayor volumen de ventas a<strong>Petrobras</strong> durante 2007 encomparación con 2006, que tuvo comoresultado ingresos financierosadicionales en <strong>2008</strong> debido a plazos definanciación otorgados a <strong>Petrobras</strong> eintereses calculados sobre una basemensual. Véase “Compra y Venta dePetróleo Crudo y de Productosderivados del Petróleo”; y• mayores ingresos provenientes dederivados bursátiles como resultadode mayores ventas offshore y unincremento en el precio promedio delcrudo y de los productos derivados delpetróleo en el mercado internacional.Este incremento fue parcialmentecompensado por una disminución en los ingresosfinancieros provenientes de préstamos a partesrelacionadas, debido a la transferencia a BraspetroOil Services Company (Brasoil) de U$S8.231 millonesen obligaciones a cobrar como consecuencia de laasunción por parte de Brasoil de las obligaciones de98
PifCo en virtud de las obligaciones pagaderas a<strong>Petrobras</strong> por el mismo monto. Véase la Nota 5(v) alos estados contables consolidados auditados dePifCo.Gastos FinancierosLos gastos financieros de PifCo consisten enintereses pagados y devengados sobre la deudapendiente de PifCo, otros cargos asociados a laemisión de deuda y otros instrumentos financieros.Los gastos financieros de PifCo se mantuvieronsubstancialmente estables: U$S2.170 millones en<strong>2008</strong> en comparación con U$S2.168 millones en2007.Se registró un aumento en los gastosprovenientes de derivados bursátiles comoresultado de un incremento de las ventas offshore ydel precio promedio del petróleo crudo y de losproductos derivados del petróleo en el mercadointernacional y un incremento en los gastos porintereses relacionados con las recientes emisionesde obligaciones, incluyendo la emisión deObligaciones Globales por un monto de U$S1.000millones en noviembre de 2007, y la reapertura dedichas Obligaciones Globales por el monto deU$S750 millones en enero de <strong>2008</strong>.Estos aumentos fueron compensados poruna disminución en los gastos por intereses debidoa la asunción por parte de Brasoil de lasobligaciones de PifCo en virtud de las obligacionespagaderas a <strong>Petrobras</strong> por el monto de U$S8.231millones como consecuencia de la transferencia aBrasoil de obligaciones a cobrar por el mismomonto.Resultado de las Operaciones — 2007 comparadocon 2006Resultado NetoPifCo registró una ganancia neta de U$S29millones en 2007 en comparación con una pérdidade U$S211 millones en 2006.Ventas de Petróleo Crudo y Productos Derivados delPetróleo y Servicios RelacionadosLas ventas de petróleo crudo y deproductos derivados del petróleo y serviciosrelacionados por parte de PifCo aumentaron 21,1%a U$S26.732 millones en 2007 en comparación conU$S22.070 millones en 2006.Costo de VentasEste incremento se debió principalmente a:• un aumento del 25% en el volumen deventas como resultado de mayoresventas de crudo y productos derivadosdel petróleo comprados a terceros yafiliadas y posteriormente vendidos a<strong>Petrobras</strong> y mayores ventasrelacionadas con las actividades decomercialización en Asia por parte dePSPL, una subsidiaria de PifCo; y• un aumento del 11,3% en el preciopromedio del crudo Brent a U$S72,52por barril en 2007 en comparación conU$S65,14 por barril en 2006.Los costos de ventas aumentaron 20,1% aU$S26.311 millones en 2007 en comparación conU$S21.901 millones en 2006. Este aumento fueproporcional al incremento en las ventas depetróleo crudo y productos derivados del petróleo yde servicios y se debió básicamente a las mismasrazones.Gastos por Ventas, Generales y AdministrativosLos gastos por ventas, generales yadministrativos de PifCo consisten principalmenteen costos de transporte y tarifas de servicios,incluidos los servicios contables, legales y decalificación. Estos gastos crecieron 42,1% a U$S295millones en 2007 de U$S207 millones en 2006, delos cuales U$S136 millones correspondieron amayores gastos de transporte como consecuenciade un incremento en las ventas offshore y mayorestarifas promedio de flete.Ingresos FinancierosLos ingresos financieros de PifCo provienende la financiación de las ventas y de préstamosinternos a <strong>Petrobras</strong> como así también deinversiones en títulos negociables y otrosinstrumentos financieros. Los ingresos financierosde PifCo aumentaron 61,1% de U$S1.285 millonesen 2006 a U$S2.070 millones en 2007principalmente debido a:• un aumento en los préstamos a partesrelacionadas; y99
• mayores volúmenes de venta a<strong>Petrobras</strong> durante 2006 encomparación con 2005. Véase“Compra y Venta de Petróleo Crudo yProductos Derivados del Petróleo”.Gastos FinancierosLos gastos financieros de PifCo consisten enintereses pagados y devengados sobre la deudapendiente de PifCo y otros cargos asociados a laemisión de deuda de PifCo. Los gastos financierosde PifCo aumentaron 48,7% de U$S1.458 millonesen 2006 a U$S2.168 millones en 2007, debidoprincipalmente a un aumento de los préstamosinternos otorgados por <strong>Petrobras</strong> para satisfacer lanecesidades de financiación a corto plazo.Liquidez y Recursos de Capital<strong>Petrobras</strong>Información GeneralLa Compañía aplica los fondosprincipalmente a inversiones y pago de dividendos yde deudas. Históricamente, hemos cumplido estoscompromisos con fondos generados internamente,deudas a corto plazo, deudas a largo plazo,financiamiento de proyectos y contratos de venta yarrendamiento posterior. Consideramos que estasfuentes de fondos, junto con la gran cantidad defondos e inversiones equivalentes de los quedisponemos, continuarán permitiéndonos cumplircon los requerimientos de capital actualmenteprevistos. En 2009, nuestros principalesrequerimientos de fondos incluyen inversionesprevistas por U$S28.695 millones, dividendosdeclarados por U$S4.242 millones y el pago deU$S3.562 millones en relación con la deuda a largoplazo, obligaciones relacionadas conarrendamientos y financiamiento de proyectos.Estrategia de Financiamiento<strong>Petrobras</strong> cuenta con una estrategia definanciamiento con el fin de lograr las metasestablecidas en el Plan de Negocios presentado el23 de enero de 2009, que contempla inversionespor U$S174.400 millones en el período 2009‐2013.Asimismo, continuaremos con nuestra política deampliar el perfil de vencimientos de nuestrasdeudas. Obtendremos capital de deuda a través decontratos de financiación a mediano y largo plazo,incluyendo la emisión de bonos en los mercados decapitales internacionales, financiamiento deproveedores, financiamiento de proyectos yfinanciamiento bancario.Al planificar las necesidades financieras de<strong>Petrobras</strong> para 2009 y 2010, hemos considerado unprecio supuesto promedio del petróleo crudo Brentde U$S37 por barril para 2009 y U$S40 por barrilpara 2010. En base a estos precios, y considerandootros supuestos en relación con la generación defondos, estimamos que la Compañía necesitaráU$S18.100 millones de nuevo financiamiento en2009 y U$S18.900 millones en 2010 con el fin decumplir con las inversiones previstas en el Plan deNegocios 2009‐2013.En 2009, proyectamos satisfacer lasnecesidades financieras a través de préstamos delBNDES, bancos brasileños, bancos comercialesinternacionales y otras fuentes tradicionales definanciamiento tales como organismos de créditopara las exportaciones y bancos de desarrollo nopertenecientes al gobierno brasileño. Al 20 demayo de 2009, la Compañía obtuvoaproximadamente U$S500 millones (R$1.200millones) de bancos brasileños y U$S4.000 millonesde bancos comerciales internacionales para hacerfrente a las necesidades de financiamientocorrespondientes a 2009.Proyectamos cancelar los préstamos debancos comerciales internacionales mediante laemisión de bonos a largo plazo en los mercados decapitales. En febrero de 2009, emitimos bonos alargo plazo por U$S1.500 millones en los mercadosde capitales, mediante los cuales se redujo el montototal del financiamiento bancario requerido. Todoslos montos obtenidos en 2009 que superen losU$S18.100 millones se utilizarán para prefinanciarnuestras necesidades de financiamientocorrespondientes a 2010.Proyectamos financiar una porciónsignificativa de las inversiones por U$S18.900millones requeridas para 2010 mediante préstamosdel BNDES. Prevemos obtener montos adicionales apartir de fuentes tradicionales de financiamiento dela Compañía, así como también lograr ahorro decostos en algunos de nuestros proyectos de capital.En el último trimestre de <strong>2008</strong>, lademanda y los precios del petróleo registraron unadisminución considerable. Si los precios del100
petróleo crudo Brent disminuyen por debajo de losprecios de referencia que utilizamos para calcular elflujo de efectivos proyectado en nuestro Plan deNegocios 2009‐2013, es posible que necesitemosreducir nuestras inversiones y evaluar fuentes decapital adicionales.Normativa Gubernamental<strong>Petrobras</strong> debe presentar el presupuestoanual de inversiones ante el Ministerio dePlanificación, Presupuesto y Gestión de Brasil y elMinisterio de Minas y Energía. Luego de la revisiónpor parte de estos organismos, el Congresobrasileño debe aprobar el presupuesto. Si bien elnivel total de nuestras inversiones anuales estáregulado, el destino específico de los fondos quedaa nuestra discreción. Desde mediados de 1991,hemos obtenido una parte substancial delfinanciamiento en los mercados de capitalesinternacionales, principalmente a través de laemisión de papeles de comercio y obligaciones acorto, mediano y largo plazo, y hemos logradoobtener cada vez más fondos a largo plazo paragrandes inversiones tales como equipos deperforación y plataformas.El Ministerio de Planificación, Presupuestoy Gestión de Brasil controla el monto total de deudaa mediano y largo plazo en el que <strong>Petrobras</strong> y sussubsidiarias brasileñas están autorizadas a incurrir através del proceso de aprobación del presupuestoanual. Antes de emitir títulos de deuda a mediano ylargo plazo, <strong>Petrobras</strong> y sus subsidiarias brasileñasdeben contar también con la aprobación del TesoroNacional. Los endeudamientos que superan elmonto presupuestado aprobado correspondiente aun ejercicio también requieren la aprobación delSenado brasileño.La totalidad de nuestra deuda denominadaen moneda extranjera, así como la deudadenominada en moneda extranjera de nuestrassubsidiarias brasileñas deben ser registradas en elBanco Central. Sin embargo, la emisión de títulos dedeuda por parte de nuestras subsidiariasinternacionales no está sujeta a esta exigencia deregistro en el Banco Central ni de aprobación porparte del Tesoro Nacional.Origen de FondosFondosAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, los fondos einversiones equivalentes totalizaron U$S6.499millones comparado con U$S6.987 millones al 31 dediciembre de 2007. La disminución de los fondos einversiones equivalentes correspondióprincipalmente a mayores inversiones durante <strong>2008</strong>en comparación con 2007.Los fondos generados por las operacionestotalizaron U$S28.220 millones en <strong>2008</strong> comparadocon U$S22.664 millones en 2007. Los fondosgenerados por las operaciones se vieron afectadosprincipalmente por ingresos operativos netos que seincrementaron U$S30.522 millones durante <strong>2008</strong> encomparación con 2007.Los fondos aplicados a las actividades deinversión aumentaron a U$S29.466 millones en<strong>2008</strong> comparado con U$S24.026 millones en 2007.Este aumento se debió principalmente a lasinversiones que totalizaron U$S29.874 millones,incluyendo U$S14.293 millones correspondientes aproyectos de exploración y producción en Brasil,principalmente en la Cuenca Campos.Los fondos generados por las actividadesde financiación totalizaron U$S2.778 millones en<strong>2008</strong>, comparado con los fondos aplicados a lasactividades de financiación por U$S5.988 millonesen 2007. Este aumento se debió principalmente afondos obtenidos por PifCo a través de la emisión deObligaciones Globales y por financiamiento deproyectos, principalmente de los proyectos Gasene,Codajás y Companhia de Desenvolvimento eModernização de Plantas Industriais – CDMPI.Véase Notas 12 y 14 a nuestros estados contablesconsolidados correspondientes al ejercicio finalizadoel 31 de diciembre de <strong>2008</strong>.Nuestra deuda neta se incrementó aU$S20.852 millones al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>comparado con U$S14.908 millones al 31 dediciembre de 2007, principalmente debido amayores inversiones, dado que continuamosampliando nuestras actividades, que excedieron losfondos generados internamente por la Compañía.El déficit se financió con una mayor deuda a largoplazo, la utilización de fondos de líneas de créditopara financiar exportaciones de etanol, fondosobtenidos por PifCo mediante la emisión de101
Obligaciones Globales, el incremento de los fondosobtenidos a partir del financiamiento de proyectos,así como también mediante una reducción de losfondos e inversiones equivalentes.Deuda a Corto PlazoNuestra deuda a corto plazo se utilizaprincipalmente para financiar nuestrasimportaciones de crudo y productos derivados delpetróleo y proviene principalmente de bancosinternacionales. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>,nuestra deuda a corto plazo (excluida la porcióncorriente de las obligaciones a largo plazo) totalizóU$S2.399 millones en comparación con U$S1.458millones al 31 de diciembre de 2007.Deuda a Largo PlazoNuestra deuda a largo plazo consisteprincipalmente en la emisión de títulos en losmercados de capitales internacionales, debenturesen los mercados de capitales de Brasil, montospendientes de pago por líneas de créditogarantizadas por organismos de crédito yorganismos multilaterales para exportaciones, ypréstamos otorgados por el Banco Nacional deDesarrollo de Brasil (BNDES) y otras entidadesfinancieras. El total de la deuda a largo plazopendiente, más la porción corriente de nuestradeuda a largo plazo, totalizó U$S17.562 millones al31 de diciembre de <strong>2008</strong> en comparación conU$S13.421 millones al 31 de diciembre de 2007.A continuación se indican las emisiones internacionales de deuda al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>:ObligacionesMonto de capitalNegociables(millones de U$S)Obligaciones de PEPSA al 9,00% con vencimiento en 2009................................................................................ 181Obligaciones de PEPSA al 8,13% con vencimiento en 2010 ............................................................................... 349Obligaciones de PEPSA al 3,55% con vencimiento en 2011 ............................................................................... 87Obligaciones de PEPSA al 9,750% con vencimiento en 2011.............................................................................. 600Obligaciones de PEPSA al 9,38% con vencimiento en 2013 ............................................................................... 200Certificados Fiduciarios Senior de PifCo al 3,748% con vencimiento en 2013(1)................................................ 200Obligaciones Globales de PifCo al 9,125% con vencimiento en 2013 ................................................................ 750Obligaciones Globales de PifCo al 7,75% con vencimiento en 2014................................................................... 600Certificados Fiduciarios Senior de PifCo al 6,436% con vencimiento en 2015(1)................................................ 550Bonos en Yenes de PifCo al 2,15% con vencimiento en 2016 ............................................................................ 386Obligaciones Globales de PifCo al 6,125% con vencimiento en 2016 ................................................................ 899Obligaciones de PEPSA al 6,66% con vencimiento en 2017(2) ........................................................................... 300Obligaciones Globales de PifCo al 8,375% con vencimiento en 2018................................................................. 750Obligaciones Globales de PifCo al 5,875% con vencimiento en 2018................................................................. 1.750A menos que se indique lo contrario, la deuda es emitida por PifCo, con respaldo de <strong>Petrobras</strong> a través de un acuerdo de compra standby.(1) Emitidos en relación con el programa de pago anticipado de exportaciones. Salvo indicación en contrario,la deuda es emitida por PifCo con respaldo de <strong>Petrobras</strong> a través de un acuerdo de compra standby.(2) Emitidas por PESA, con respaldo de <strong>Petrobras</strong> a través de un acuerdo de compra standby.Financiamiento de ProyectosDesde 1997, hemos utilizado elfinanciamiento de proyectos para proveer capital anuestros grandes proyectos de exploración yproducción y otros proyectos relacionados, incluidosalgunos sistemas de procesamiento y transporte degas natural. La totalidad de estos proyectos y lasobligaciones de deuda relacionadas de sociedadescon fines específicos constituidas para estosfinanciamientos se incluyen en el balance general yse exponen en el rubro “Financiamiento deProyectos”. En virtud de acuerdos contractualesestándar somos responsables de llevar a cabo eldesarrollo de yacimientos de petróleo y gas,operarlos, pagar los gastos operativos relativos a losproyectos y asignar una porción del producido netogenerado por los yacimientos para consolidar ladeuda de las sociedades con fines específicos yfinanciar los pagos de retorno del capital. Alfinalizar cada proyecto de financiamiento, tenemosla opción de comprar los activos del proyecto a lasociedad con fines específicos o, en algunos casos,adquirir el control de la misma.102
El financiamiento de proyectos pendientemás la porción corriente del financiamiento deproyectos totalizaron U$S6.795 millones al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, comparado con U$S6.278millones al 31 de diciembre de 2007. Este aumentoen el financiamiento de proyectos pendientecorrespondió básicamente a una mayor deudarelacionada con los proyectos Gasene, Codajás yCDMPI. Véase la Nota 14 a nuestros estadoscontables consolidados correspondientes alejercicio finalizado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la porción a largo plazo de los financiamientos de proyectos vence en lossiguientes años:Monto Exigible(en millones deU$S)2010.................................................................................................................................................. 5292011.................................................................................................................................................. 8782012.................................................................................................................................................. 3352013.................................................................................................................................................. 3352014.................................................................................................................................................. 3842015 y de allí en adelante................................................................................................................. 2.5545.015PifCoInformación GeneralPifCo financia sus actividades decomercialización de petróleo principalmente pormedio de bancos comerciales, incluidas líneas decrédito, así como también a través de préstamosinternos otorgados por <strong>Petrobras</strong> y la emisión deobligaciones en los mercados de capitalesinternacionales. En calidad de empresa offshore, noconstituida en Brasil, PifCo no está legalmenteobligada a obtener la aprobación previa por partedel Tesoro Nacional de Brasil antes de incurrir endeuda ni a registrarla en el Banco Central. Sinembargo, como parte de nuestra política, la emisiónde cualquier tipo de título de deuda se realiza enbase a la recomendación de nuestro DirectorFinanciero, el Comité Ejecutivo o el Consejo deAdministración de <strong>Petrobras</strong>, dependiendo delmonto de capital total y del tipo de títulos a seremitidos.Origen de FondosFondos de PifCoAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, los fondos einversiones equivalentes de PifCo totalizaronU$S288 millones comparado con U$S675 millones al31 de diciembre de 2007. Los fondos aplicados a lasactividades operativas de PifCo totalizaronU$S9.149 millones en <strong>2008</strong> comparado conU$S5.210 millones en 2007, básicamente comoresultado del incremento de las cuentas a cobrar apartes relacionadas. Este aumento correspondió aun incremento en las ventas de crudo y productosderivados del petróleo y servicios, principalmenteatribuible a un incremento en el precio promediodel crudo y productos derivados del petróleo en elmercado internacional.Los fondos provenientes de las actividadesde inversión de PifCo totalizaron U$S26 millones en<strong>2008</strong> en comparación con U$S5.945 millones en2007, principalmente como resultado de unadisminución en la cantidad de créditos a partesrelacionadas y de las inversiones en títulosnegociables que componen la cartera de un fondoque incluye inversiones en títulos de sociedades confines específicos de <strong>Petrobras</strong>.Los fondos provenientes de las actividadesde financiación de PifCo totalizaron U$S8.736millones en <strong>2008</strong> comparado con U$S11.319millones en 2007, principalmente comoconsecuencia de una disminución en los fondosprovenientes de préstamos a corto plazo otorgadospor <strong>Petrobras</strong> y en los fondos provenientes de laemisión de deuda a largo plazo.103
Cuentas a Cobrar de PifCoLas cuentas a cobrar a partes relacionadasaumentaron 62,3% a U$S24.155 millones al 31 dediciembre de <strong>2008</strong> de U$S14.886 millones al 31 dediciembre de 2007, principalmente como resultadode un aumento en el volumen de ventas de crudo yproductos derivados del petróleo comoconsecuencia básicamente de un incremento en elprecio promedio del crudo y productos derivadosdel petróleo en el mercado internacional.Deudas a Corto Plazo de PifCoLas deudas a corto plazo de PifCo estándenominadas en dólares estadounidenses yconsisten en líneas de crédito a corto plazo,préstamos de entidades financieras y la porcióncorriente de las líneas de crédito a largo plazo ypréstamos de entidades financieras. Al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, la deuda a corto plazo de PifCototalizaba U$S143 millones, que incluía la porcióncorriente de líneas de crédito a largo plazo ypréstamos de entidades financieras, encomparación con U$S311 millones de deuda a cortoplazo al 31 de diciembre de 2007. La tasa de interésanual promedio ponderada de estas deudas a cortoplazo era del 3,59% al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, encomparación con 5,59% al 31 de diciembre de 2007.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, PifCo no registrabalíneas de crédito a corto plazo o préstamos deentidades financieras pendientes.La porción corriente de los documentos apagar de PifCo a partes relacionadas estácompuesta por documentos a pagar a <strong>Petrobras</strong> yaumentó 5,7% a U$S25.353 millones al 31 dediciembre de <strong>2008</strong> de U$S23.978 millones al 31 dediciembre de 2007, principalmente como resultadode las necesidades de financiamiento de corto plazode PifCo. Este incremento fue compensadoparcialmente debido a que Brasoil asumió lasobligaciones de PifCo a pagar a <strong>Petrobras</strong> por elmonto de U$S8.231 millones, como consecuenciade la transferencia a Brasoil de las obligaciones acobrar de PifCo por el mismo monto.Deudas a Largo Plazo de PifCoAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, los préstamosa largo plazo pendientes de PifCo en entidadesfinancieras eran los siguientes:• U$S631 millones en líneas de crédito alargo plazo con vencimiento entre2009 y 2017, en comparación conU$S646 millones al 31 de diciembre de2007. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>,PifCo había utilizado todos los fondosdisponibles en virtud de las líneas decrédito para financiar importaciones yexportaciones de crudo y productosderivados del petróleo; y• U$S358 millones en virtud del contratode préstamo con Malha GasInvestment Co. Ltd. (M‐GIC), que actúaen carácter de Agente de Crédito delJBIC (Banco para CooperaciónInternacional de Japón). Estepréstamo devenga intereses a la tasaLibor más 0,8% anual, pagaderossemestralmente. El monto de capitalse cancelará en forma semestral desdeel 15 de diciembre de 2009 hasta el 15de diciembre de 2014.El 11 de enero de <strong>2008</strong>, PifCo reabrió laserie de sus Obligaciones Globales en circulación porU$S1.000 millones a la tasa del 5,875% convencimiento el 1º de marzo de 2018, emitiendo unmonto adicional de U$S750 millones enObligaciones Globales. Las Obligaciones Globalesson fungibles con las Obligaciones Globalesoriginales a la tasa del 5,875% emitidas el 1º denoviembre de 2007, y devengan intereses anuales ala tasa del 5,875%, pagaderos semestralmente. Elmonto total de U$S1.750 millones en ObligacionesGlobales a una tasa del 5,875% con vencimiento en2018 se incluye en “Obligaciones Globales” en elcuadro que se presenta a continuación “DeudaCorriente y a Largo Plazo” .El 31 de marzo de <strong>2008</strong>, PifCo cancelóU$S127 millones de capital de las ObligacionesGlobales Step‐Up que vencían el 1º de abril de <strong>2008</strong>.El 8 de mayo de <strong>2008</strong>, PifCo cancelóU$S224 millones de capital de las ObligacionesSenior que vencían el 9 de mayo de <strong>2008</strong>.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, PifCo tambiéntenía pendiente:• U$S235 millones en ObligacionesSenior con vencimiento en 2011, y que104
devengan intereses a una tasa del9,75%;• U$S332 millones (porción corriente deU$S67 millones) en relación con elprograma de pago anticipado deexportaciones de <strong>Petrobras</strong>, U$S550millones en Certificados FiduciariosSenior a una tasa del 6,436% convencimiento en 2015, y U$S200millones en Certificados FiduciariosSenior a una tasa del 3,748% convencimiento en 2013;• U$S3.941 millones en ObligacionesGlobales, que consisten en U$S374millones en Obligaciones Globales convencimiento en julio de 2013 quedevengan intereses a una tasa anualdel 9,125%; U$S577 millones enObligaciones Globales con vencimientoen diciembre de 2018 que devenganintereses a una tasa anual del 8,375%;U$S398 millones en ObligacionesGlobales con vencimiento en 2014 quedevengan intereses a una tasa anualdel 7,75%; U$S899 millones enObligaciones Globales con vencimientoen octubre de 2016 que devenganintereses a una tasa anual del 6,125%;y U$S1.750 millones en ObligacionesGlobales con vencimiento en marzo de2018 que devengan intereses a unatasa anual del 5,875%. Lasobligaciones devengan interesespagaderos semestralmente y elproducido de las mismas se utilizó parafines corporativos generales,incluyendo la financiación de laimportación de productos derivadosdel petróleo y el pago de deudarelacionada con la actividad comercialy préstamos internos; y• U$S386 millones (¥35.000 millones) enBonos en yenes emitidos enseptiembre de 2006 y con vencimientoen septiembre de 2016. La emisiónconsistió en una colocación privada enel mercado japonés, con garantíaparcial del Banco para CooperaciónInternacional de Japón (JBIC) y elpropósito principal era penetrar en elmercado japonés, acceder a una nuevabase de inversores y lograr un costocompetitivo. Los bonos devenganintereses a una tasa anual del 2,15%,pagaderos semestralmente. En lamisma fecha, PifCo celebró un acuerdode swap con Citibank en virtud del cualcanjeó el monto total de esta deudapor deuda denominada en dólaresestadounidenses.La posición de PifCo en cartas de créditoirrevocables al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> era deU$S628 millones en comparación con U$S730millones al 31 de diciembre de 2007, a modo derespaldo de las importaciones de petróleo yderivados del petróleo y servicios relacionados. Al31 de diciembre de <strong>2008</strong>, PifCo tenía disponiblelíneas de crédito stand‐by por un monto de U$S546millones, sin requisitos específicos de aplicación.PifCo no ha utilizado los fondos de estas líneas decrédito y hasta la fecha no tiene una fecha previstapara utilizar los mismos.En junio de <strong>2008</strong>, PifCo emitió una garantíaa International Finance Corporation – IFC por elmonto de U$S40 millones para garantizar uncontrato de préstamo celebrado por la afiliadaQuattor Petroquímica en relación con laconsolidación de activos petroquímicos por parte de<strong>Petrobras</strong> en la región sudeste de Brasil. Enconsecuencia, Quattor Petroquímica asumió laobligación de pagar intereses anuales, en reales, auna tasa anual del 1% sobre el monto garantizadopor PifCo hasta el vencimiento del crédito en 2017,o hasta que se cumplan determinadas condicionescontractuales, cualquiera sea lo que ocurriera enprimer lugar. Si PifCo debiera realizar pagos envirtud de la garantía, PifCo tendrá derecho arecuperar dichos pagos de Quattor Petroquímica.105
El siguiente cuadro indica el origen de la deuda corriente y a largo plazo de PifCo, al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> y al 31 de diciembre de 2007:31 de diciembre de <strong>2008</strong> 31 de diciembre de 2007Corriente Largo plazo Corriente Largo plazo(en millones de U$S)Entidades Financieras................................................... 143 989 311 1.040Obligaciones Senior...................................................... 11 235 239 235Obligaciones Globales Step‐up ..................................... — — 131 —Venta de derechos sobre cuentas a cobrar futuras..... 70 482 69 549Activos relacionados con pagos anticipados deexportaciones a ser compensados con ventas dederechos sobre cuentas a cobrar futuras................... — (150) — (150)Obligaciones Globales .................................................. 76 3.941 37 3.200Bonos en yenes ............................................................ 2 386 2 313Deuda Total.................................................................. 302 5.883 789 5.187Deuda a Largo Plazo incurrida con posterioridad al31 de diciembre de <strong>2008</strong>El 11 de febrero de 2009, PifCo emitióObligaciones Globales por un total de U$S1.500millones en el mercado de capitales internacionalcon vencimiento el 15 de marzo de 2019. LasObligaciones Globales devengan intereses a unatasa anual del 7,875% pagaderos semestralmente apartir del 15 de septiembre de 2009. Los fondosobtenidos se utilizarán para fines corporativosgenerales incluyendo la financiación del Plan deNegocios 2009‐2013. El costo estimado de la ofertafue de U$S6 millones, con un descuento de U$S26millones y una tasa de interés anual efectiva del8,187%. Las Obligaciones Globales constituyenobligaciones senior generales no garantizadas y nosubordinadas de PifCo y están garantizadas por<strong>Petrobras</strong> en forma incondicional e irrevocable.Entre el 24 de marzo de 2009 y el 20 demayo de 2009, PifCo tomó fondos por un total deU$S4.000 millones en virtud de líneas de crédito conBanco Santander, S.A., Citibank N.A., HSBC BankUSA, N.A., y JPMorgan Chase Bank, N.A. Lospréstamos vencerán en 2011 y devengan intereses auna tasa inicial de Libor más spreads que reflejan lastasas vigentes al momento en que se contrae ladeuda. PifCo utilizará los fondos para comprarpetróleo en el mercado internacional para suposterior venta a <strong>Petrobras</strong> y para comprar lasexportaciones de petróleo de <strong>Petrobras</strong>.Títulos ExtinguidosAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y al 31 dediciembre de 2007, la Compañía había invertidomontos en el exterior en un fondo de inversiónexclusivo cuya cartera estaba compuesta por títulosde deuda de algunas de las empresas de nuestrogrupo por la suma de U$S749 millones y U$S856millones, respectivamente. Una vez que el fondocompra los títulos, los montos relacionados juntocon los intereses devengados se eliminan de laexposición de los títulos negociables y elfinanciamiento de proyectos. Véase la Nota 14 anuestros estados contables consolidados auditadoscorrespondientes al ejercicio finalizado el 31 dediciembre de <strong>2008</strong>.Convenios No Incluidos en el BalanceComo se ha indicado anteriormente, losfinanciamientos de proyectos se registran en elbalance general. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, ni<strong>Petrobras</strong> ni PifCo tenían convenios fuera delbalance que tuvieran o pudieran tener, en formarazonable, un efecto significativo sobre la situaciónfinanciera, los ingresos o gastos, los resultados delas operaciones, la liquidez, las inversiones o losrecursos de capital de <strong>Petrobras</strong>.Aplicación de los FondosInversionesEn <strong>2008</strong> invertimos un total de U$S29.874millones, que representa un aumento de 42,4%comparado con U$S20.978 millones en 2007.Nuestras inversiones en <strong>2008</strong> se destinaronprincipalmente a incrementar la capacidad deproducción en la Cuenca Campos, a lamodernización de nuestras refinerías y a laampliación de nuestro sistema de transporte ydistribución por conductos. Del total de inversionesrealizadas en <strong>2008</strong>, invertimos U$S14.293 millones106
en proyectos de exploración y desarrollo (47,8% enla Cuenca Campos), que incluyen inversiones que sefinancian a través de financiamiento de proyectos.El siguiente cuadro presenta nuestra inversión consolidada (incluyendo el financiamiento de proyectos yla inversión en centrales termoeléctricas a gas) correspondiente a cada uno de los segmentos de negocio en <strong>2008</strong>,2007 y 2006:Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006(en millones de U$S)Exploración y Producción ................................................................................ 14.293 9.448 7.329Suministro ....................................................................................................... 7.234 4.488 1.936Distribución..................................................................................................... 309 327 351Gas y Energía................................................................................................... 4.256 3.223 1.664Internacional …………………………………………………………….Exploración y Producción............................................................................ 2.734 2.555 2.304Suministro................................................................................................... 102 247 202Distribución................................................................................................. 20 37 77Gas y Energía .............................................................................................. 52 25 54Corporativo ..................................................................................................... 874 628 726Total ................................................................................................................ 29.874 20.978 14.643El 23 de enero de 2009 anunciamosnuestro Plan de Negocios 2009‐2013 que contemplauna inversión total presupuestada de U$S174.400millones en el período 2009‐2013, de los cualesaproximadamente U$S158.200 millones sedestinarán a nuestras actividades en Brasil yU$S16.200 millones a nuestras actividades en elexterior. Estimamos que la mayor parte de nuestrainversión correspondiente al período 2009‐2013,aproximadamente U$S104.600 millones, sedestinará a exploración y producción, de los cualesU$S91.900 millones se invertirán en actividades dela Compañía en Brasil (de los cuales U$S28.000millones se destinarán a secciones anteriores alestrato de sal).Nuestro Plan de Negocios 2009‐2013contempla mayores inversiones en las operacionesde petróleo y gas en Brasil. Estimamos que de losU$S158.200 millones de inversiones en Brasil hasta2013, por lo menos U$S100.700 millones (64%) seutilizarán para pagar equipos y serviciossuministrados por contratistas, proveedores y otrosprestadores de servicios brasileños.Nuestro presupuesto de inversiones para2009, incluido el financiamiento de proyectos, es deU$S28.600 millones, distribuido del siguiente modo:• Segmento de Suministro: U$S7.900millones;• Segmento de Distribución: U$S300millones;• Segmento de Gas y Energía: U$S3.200millones;• Segmento Internacional: U$S3.000millones;• Segmento Corporativo: U$S800millones; y• Nuestra subsidiaria <strong>Petrobras</strong>Biocombustível: U$S400 millones.Proyectamos financiar nuestras inversionespresupuestadas principalmente mediante fondosgenerados internamente, emisiones en losmercados de capitales internacionales, préstamospara financiar proyectos, préstamos bancarios yotras fuentes de capital. Como resultado de lascondiciones del mercado y del costo y ladisponibilidad de los fondos necesarios, la inversiónreal podría diferir considerablemente de las cifrasantes presentadas.• Segmento de Exploración yProducción: U$S13.000 millones;107
DividendosEn la Asamblea General Ordinaria deAccionistas celebrada el 8 de abril de 2009 seaprobó una distribución de dividendos por el montode U$S4.242 millones. Esta propuesta cumple connuestros estatutos en relación con los derechosgarantizados de las acciones preferidas e incluyeintereses sobre el capital ya aprobados por elConsejo de Administración.Los dividendos e intereses sobre el capitalse pagarán en las fechas establecidas en laAsamblea General Ordinaria de Accionistas. Estosmontos se ajustarán de acuerdo con la tasa deinterés SELIC desde el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>hasta la fecha de pago inicial. El primer pago seprogramó para el 24 de abril de 2009, pero no serealizó hasta el 29 de abril de 2009 debido a que untribunal de Rio de Janeiro dictó una medida decarácter compulsivo, restrictivo o prohibitivo(injunction) que fue rápidamente anulada.Obligaciones Contractuales<strong>Petrobras</strong><strong>2008</strong>:El siguiente cuadro presenta un resumen de nuestras obligaciones contractuales al 31 de diciembre dePagos con vencimiento, por períodoTotal ≥ 1 año 1‐3 años 3‐5 años ≥ 5 años(en millones de U$S)Obligaciones ContractualesRubros del Balance:Obligaciones de deuda a largo plazo .......................................... 17.562 1.531 6.392 3.363 6.276Obligaciones por fondo de pensión (1) ....................................... 16.168 923 2.124 2.555 10.566Obligaciones por financiamiento de proyectos ........................... 6.795 1.780 1.407 670 2.938Obligaciones por arrendamiento de capital (financiación) ......... 595 251 302 30 12Total Rubros del Balance ........................................................ 41.120 4.485 10.225 6.618 19.792Otras Obligaciones Contractuales a Largo PlazoAcuerdos de transporte en firme de Gas Natural........................ 5.108 457 921 931 2.799Obligaciones de servicios contratados ........................................ 44.843 17.273 16.166 5.621 5.783Contratos de suministro de gas natural ...................................... 11.687 1.112 1.938 2.178 6.459Obligaciones de arrendamiento operativo.................................. 23.166 4.271 7.975 6.254 4.666Obligaciones de compra.............................................................. 5.154 1.446 1.284 595 1.829Obligaciones de compra internacional ........................................ 10.933 1.543 6.229 1.449 1.712Total Otras Obligaciones a Largo Plazo ................................... 100.891 26.102 34.513 17.028 23.248Total ................................................................................... 142.011 30.587 44.738 23.646 43.040(1) Las obligaciones del plan de pensión están garantizadas por activos por un monto de U$S14.115 millones. Estos activos se presentancomo una reducción del pasivo actuarial neto. Véase la Nota 16(f) a nuestros estados contables consolidados auditadoscorrespondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>.PifCoEl siguiente cuadro presenta un resumen de las obligaciones contractuales de PifCo al 31 de diciembrede <strong>2008</strong>, y el período en el cual vencen dichas obligaciones:Pagos con vencimiento, por períodoTotal ≥ 1 año 1‐3 años 3‐5 años ≥ 5 años(en millones de U$S)Obligaciones ContractualesDeuda a largo plazo....................................................................... 6.081 198 866 1.253 3.764Obligaciones de compra —Largo plazo ......................................... 2.448 1.246 912 145 145Obligaciones de arrendamiento operativo.................................... 11 1 3 4 3Total .............................................................................................. 8.540 1.445 1.781 1.402 3.912108
Políticas Contables y Estimaciones RelevantesEl siguiente análisis describe las áreas querequieren mayor evaluación o implican un mayorgrado de complejidad en la aplicación de laspolíticas contables que afectan actualmente nuestrasituación financiera y los resultados de nuestrasoperaciones. Las estimaciones contables que serealizan en este contexto requieren la consideraciónde supuestos sobre cuestiones altamente inciertas.De cualquier forma, si se hubieran efectuado otrasestimaciones o si ocurren cambios en lasestimaciones entre un período y otro, nuestrasituación financiera y los resultados de nuestrasoperaciones podrían verse significativamenteafectados.Este análisis incluye sólo las estimacionesque se consideran más importantes teniendo encuenta el grado de incertidumbre y la posibilidad deun impacto significativo en el caso de utilizarestimaciones diferentes. Existen muchas otrasáreas en las que se utilizan estimaciones sobrecuestiones inciertas, pero el efecto razonablementeprobable de una modificación en las estimaciones ode estimaciones diferentes no es significativo en lapresentación de los estados contables de laCompañía.Reservas de Petróleo y GasLas evaluaciones de las reservas depetróleo y gas constituyen un factor importantepara la efectiva administración de los activosupstream. Resultan útiles para la toma dedecisiones acerca de inversiones relativas a activospetroleros y de gas. Las cantidades de reservas depetróleo y gas también se utilizan como base paracalcular la tasa de depreciación en función de lasunidades de producción y para evaluar ladisminución del valor. Las reservas de petróleo ygas se dividen en reservas probadas y no probadas.Las reservas probadas reflejan las cantidadesestimadas de petróleo crudo, gas natural y líquidosde gas natural que, según datos geológicos y deingeniería, se prevé con razonable certeza seránrecuperables de reservorios en ejercicios futuros enlas condiciones económicas y operativas existentes,es decir, a los precios y costos existentes a la fechade la estimación. Las reservas no probadas sonaquellas con menor certeza razonable derecuperabilidad y se clasifican en probables oposibles. Las reservas probables son aquellas conmayor probabilidad de ser recuperadas y lasreservas posibles son aquellas con menorprobabilidad de ser recuperadas.La estimación de las reservas probadas esun proceso continuo que tiene en cuenta datosgeológicos y de ingeniería tales como el perfil deproducción de los pozos, datos de presión,información de testigos coronas. Las reservasprobadas también pueden dividirse en doscategorías: desarrolladas y no desarrolladas. Lasreservas probadas desarrolladas son las que seestima recuperar de los pozos existentes, incluidaslas reservas en los conductos, o cuando los costosnecesarios para que los pozos comiencen a producirson relativamente bajos. Para las reservas probadasno desarrolladas son necesarias inversionessignificativas, incluida la perforación de pozos y laconstrucción de instalaciones de producción y detransporte.Utilizamos el método contable del“esfuerzo exitoso” en relación con nuestrasactividades de exploración y producción. Según estemétodo, los costos se acumulan sobre la base deyacimiento por yacimiento y determinados gastosde exploración y de pozos exploratorios secos seimputan a pérdidas del ejercicio en el que seincurrieron. Los pozos exploratorios a través de loscuales se encuentra petróleo y gas en un área querequiere mayores inversiones antes de comenzar laproducción se evalúan anualmente para garantizarque se han encontrado reservas en cantidadescomerciales o que existen trabajos exploratoriosadicionales en curso o planeados para serejecutados en un plazo razonable respecto al ciclode desarrollo de <strong>Petrobras</strong> y teniendo en cuenta losplazos establecidos por la ANP. Los costos de lospozos exploratorios que no cumplen con alguno deesos criterios son contabilizados como gastos. Loscostos de los pozos productivos y de los pozos secosde desarrollo se activan y amortizan por el métodode unidad de producción, debido a que este métodocontabiliza de forma más puntual el éxito o fracasode nuestras actividades de exploración yproducción.109
Impacto de las Reservas de Petróleo y Gas en laDepreciación y el AgotamientoEl cálculo de la depreciación y elagotamiento por unidad de producción es un datocontable fundamental que mide la depreciación y elagotamiento de los activos upstream. Es la relaciónentre (i) los volúmenes reales producidos y (ii) lasreservas probadas totales desarrolladas (aquellasreservas probadas recuperables a través de pozosexistentes con equipos y métodos disponibles)aplicada a (iii) el costo de los activos. Las reservasprobadas no desarrolladas se incluyen en laamortización de los costos de adquisición dearrendamientos. Los volúmenes producidos y elcosto de los activos son conocidos y si bien lasreservas probadas desarrolladas tienen una altaprobabilidad de recuperación, se calculan utilizandoparámetros relativamente variables. La variabilidadde los parámetros puede arrojar revisiones positivaso negativas de las reservas probadas en losyacimientos existentes, a medida que se adquieremás información a través de investigación yproducción. Como resultado de estas revisiones,nuestras reservas probadas registraron un aumentode 162,7 mmboe en <strong>2008</strong>, 762,9 mmboe en 2007 y425,5 mmboe en 2006.Impacto de las Reservas de Petróleo y Gas y de losPrecios en la Realización del Análisis de Pérdida deValorAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, los bienes deuso, neto de agotamiento acumulado, ascendían aU$S85.000 millones. Una parte sustancial de esemonto consistía en yacimientos petrolíferos ygasíferos en producción. Estas propiedades sonrevisadas para detectar la pérdida de valor cada vezque algún acontecimiento o cambio decircunstancias indique que los montos netoscontables podrían no ser recuperados. Se estimanlos flujos de fondos futuros y descontados de laspropiedades afectadas para evaluar larecuperabilidad de los montos netos contabilizados.Por lo general, los análisis se basan en las reservasprobadas, excepto en circunstancias donde esprobable que se desarrollen reservas adicionales noprobadas que contribuyan en el futuro a aumentarlos flujos de fondos; el porcentaje de reservasprobables que incluimos en los flujos de fondos noexcede nuestros porcentajes históricos de éxito enel desarrollo de reservas probables.Como parte de nuestro programa deadministración, realizamos análisis de valuación deactivos en forma constante. Estos análisis controlanel rendimiento de los activos en relación con losobjetivos corporativos. También sirven paraanalizar si el valor contable de cualquiera denuestros activos puede o no ser recuperable. Alrealizar estos análisis es necesario, además decalcular el volumen de las reservas de gas ypetróleo, calcular el precio futuro del gas y elpetróleo.En general, no consideramos que una bajatemporaria del precio del petróleo constituya unfactor detonante para la realización de análisis depérdida de valor. Los mercados de petróleo crudo ygas natural se caracterizan por sus antecedentes dealta volatilidad en los precios. Aunque a veces losprecios puedan caer estrepitosamente, los preciosde la industria en el largo plazo continuarán siendodeterminados por la oferta y la demanda. Porconsiguiente, todos los análisis de pérdida de valorque se realizan consideran los supuestos sobre losprecios a largo plazo para los mercados del crudo ydel gas natural. Se trata de los mismos supuestosde precios que se utilizan en nuestros procesos deplanificación y presupuesto, y en la toma dedecisiones sobre inversiones, y se considerancálculos razonables y conservadores teniendo encuenta los indicadores de mercado y losantecedentes. Si el precio del petróleo y del gascayera significativamente en el futuro, podríaproducirse una desvalorización de los activos si esabaja fuera considerada como una tendencia a largoplazo. Además, los cambios significativos estimadosen la curva de producción, en los descuentos y/ocostos de producción o extracción pueden afectarlos análisis de pérdida de valor de los activos. Sibien estas incertidumbres son inherentes al procesode estimación, los cargos por desvalorización deactivos en los años anteriores no fueronsignificativos en relación con el valor total de losyacimientos de gas y petróleo en producción:U$S519 millones en <strong>2008</strong>, U$S271 millones en 2007y U$S21 millones en 2006. En base a nuestraexperiencia, la Compañía estima que la futuravariabilidad de las estimaciones tendrá un impactoleve en los activos y en los gastos.110
Plan de Pensión y Otros Beneficios Posteriores alRetiroLa determinación de los gastos yobligaciones de la Compañía en relación con el plande pensión y otros beneficios posteriores al retiroimplica la utilización de evaluaciones para ladeterminación de los supuestos actuariales. Estossupuestos incluyen el cálculo estimativo demortalidad futura, el retiro de fondos, cambios en latasa de compensación y de descuento para reflejarel valor tiempo del dinero así como también la tasade retorno sobre los activos del plan. Estossupuestos se revisan por lo menos una vez al año ypueden diferir significativamente de los resultadosreales debido a cambios producidos en lascondiciones económicas y de mercado, cambiosnormativos, resoluciones judiciales, tasas de retirode fondos más altas o más bajas o períodos de vidamás cortos o más largos de los participantes.La Compañía contabiliza los Beneficios delos Empleados posteriores al Retiro y OtrosBeneficios de acuerdo con las Declaraciones Nº 87,88, 106, 132(R) y 158 del FASB. Estas normas exigenque la Compañía reconozca el estado de fondosexcedentarios o deficitarios de cada uno de losplanes de pensión definidos y otros planes debeneficios posteriores al retiro como un activo opasivo y que se reflejen los cambios en el estado defondos en “Otros Ingresos Totales Acumulados,”como un componente independiente del patrimonioneto.De acuerdo con los requerimientos de laSFAS 87 y las interpretaciones subsiguientes, la tasade descuento debe tomar como base el valor actualpara pagar las obligaciones relacionadas con el plande pensión. Al aplicar los lineamientos de la SFAS87 en Brasil, que ha estado sujeto a inflación, segeneran determinadas cuestiones como porejemplo: la capacidad de una empresa para pagarsus obligaciones de pensión en un momento futuropuede no existir debido a que es posible que noexistan localmente instrumentos financieros a largoplazo apropiados.Si bien el mercado brasileño hademostrado signos de estabilidad, tal como loreflejan las tasas de interés del mercado, estas tasaspueden no ser estables.<strong>Petrobras</strong> adopta una tabla de mortalidadrelacionada con los supuestos actuariales denuestros planes de pensión y de salud en Brasil. Estatabla de mortalidad refleja los cambios relacionadoscon el perfil de los empleados, retirados y jubilados,sobre la base de tablas de longevidad, edad deinvalidez y mortalidad entre los inválidos.El aumento progresivo de la longevidadejerce un impacto directo sobre el volumencalculado y provisionado de compromisos yobligaciones dentro del plan y en el pasivo de laCompañía en el rubro “Obligaciones por beneficiosposteriores al retiro de los empleados – Plan depensión” y en el patrimonio neto en el rubro“Ajustes de reservas por beneficios posteriores alretiro, neto de impuestos – costo del plan depensión”.El cambio en la tabla de mortalidad afectalos resultados de los años subsiguientes al 2004,debido a un aumento en los gastos relacionados conlos costos financieros y de amortización de “Ajustesde reservas por beneficios posteriores al retiro, netode impuestos – plan de pensión”.Los “ajustes de reservas por beneficiosposteriores al retiro, neto de impuestos – costo delplan de pensión” son valores calculados como ladiferencia entre la actualización prevista del valorneto de las obligaciones de acuerdo con lossupuestos actuariales y la variación efectiva a lolargo del tiempo. Estos montos deben seramortizados e imputados a resultados de losejercicios subsiguientes a lo largo de la expectativade vida promedio de los miembros del plan depensión. Véase la Nota 16 a nuestros estadoscontables consolidados auditados al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>.En <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> comenzó a contabilizarlos gastos por beneficios de empleados respecto departicipantes no activos como parte de gastosoperativos en lugar de gastos no operativos. Estareclasificación no tuvo efecto alguno en nuestroresultado neto consolidado, salvo la incorporaciónde información en nuestro estado de resultadosconsolidado.Litigios, Determinaciones Impositivas y OtrasContingenciasSe han iniciado demandas por montossubstanciales contra la Compañía durante el curso111
normal de los negocios. A veces la Compañía esconsiderada responsable por derrames y pérdidasde productos químicos y derivados del petróleo queocurren desde sus activos operativos. Deconformidad con los lineamientos establecidos enlos principios contables generalmente aceptados delos EE.UU., la Compañía constituye una previsiónpara cubrir estos costos cuando es probable que sehaya incurrido en una responsabilidad y se la puedecalcular con razonable precisión. Al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, la Compañía había constituidouna previsión de U$S379 millones en concepto decontingencias por litigios. Se requiere unaevaluación intensiva por parte de la Dirección paracumplir con estos lineamientos que incluye unanálisis conjunto por parte de nuestra Dirección yasesores legales teniendo en cuenta los hechos ycircunstancias pertinentes. Consideramos que lospagos necesarios para cancelar los montosrelacionados con estas demandas, en caso deresultar parte perdidosa, no variaránsignificativamente de los costos estimados por laCompañía y, por lo tanto, no tendrán un efectonegativo substancial sobre las operaciones o flujosde fondos de la Compañía. En ejercicios anteriores,la diferencia entre el pago real efectuado y el montode la previsión, en relación con el cálculo de lacontingencia, fue mínima y no produjo un impactosubstancial sobre el estado de resultadoscorrespondiente al período de pago. En los últimoscinco años, los pagos anuales en efectivo porcontingencias relacionadas con demandas contra<strong>Petrobras</strong>, la compañía controlante, ascendieron aun monto promedio de U$S104 millones por año.Obligación de Baja de Activos y SaneamientoAmbientalDe conformidad con diversos contratos,permisos y normas, <strong>Petrobras</strong> tiene la obligaciónlegal de retirar los equipos y restituir la tierra o ellecho marino al término de las operaciones en losemplazamientos de producción. Nuestra principalobligación de retiro de activos está relacionada conla remoción y disposición de las instalaciones deproducción de petróleo y gas en mar abierto entodo el mundo. Constituimos una previsión por loscostos de descuento estimados dedesmantelamiento y remoción de estasinstalaciones al momento de la instalación de losactivos. También calculamos los costos de lasactividades futuras de limpieza y saneamiento delmedio ambiente tomando como base la informacióndisponible sobre los costos y planes aplicables desaneamiento. El monto total de los costosestimados sobre una base de descuento en relacióncon la previsión por baja de activos y saneamientoambiental fue de U$S2.825 millones al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>. La estimación de los costos debaja y retiro de activos y de saneamiento ambientalrequiere complejas operaciones de cálculo queimplican necesariamente una evaluaciónsignificativa debido a que nuestras obligacionesduran varios años, los contratos y la normativaaportan descripciones vagas acerca de las prácticasy criterios aplicables en el retiro de activos ysaneamiento ambiental y además, la tecnología ylos costos de remoción de activos cambianconstantemente, así como las consideracionespolíticas, medio‐ambientales y de seguridad yrelaciones públicas. En consecuencia, existe granincertidumbre acerca de la frecuencia y los montosde los futuros flujos de fondos. Sin embargo, dadoel significativo plazo de tiempo hasta la fecha límitede baja, cualquier cambio en las especificacionestecnológicas, los requisitos legales u otros factoresno tendrá un efecto adverso significativo en ningúnperíodo específico.En <strong>2008</strong> la Compañía analizó y revisó loscostos estimados asociados al abandono de pozos yel desmantelamiento de áreas de producción de gasy petróleo, teniendo en cuenta nueva informaciónsobre la fecha prevista de abandono y cálculosrevisados del costo de abandono. Las variacionesen la obligación estimada por baja de activos estuvorelacionada principalmente con la declaración denuevos yacimientos como económicamente viablesy cambios en los cálculos revisados del costo deabandono suministrados por joint‐ventures nooperadas. Véase la Nota 9(a) nuestros estadoscontables auditados al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> enrelación con un resumen de las variaciones anualesde la previsión por abandono.Operaciones con DerivadosLa SFAS 133 exige que una entidadreconozca los derivados como activo o pasivo en elbalance general y los contabilice según el valorrazonable. La contabilización de las operacionescon instrumentos derivados requiere que laCompañía realice una evaluación para llegar a lossupuestos necesarios para calcular los valoresrazonables utilizados como base para elreconocimiento de los instrumentos derivados en112
los estados contables. Esta valuación puededepender del uso de cálculos tales como el cálculode los precios futuros, de las tasas de interés a largoplazo y de los índices de inflación, y su complejidadaumenta cuando los instrumentos valuados notienen contrapartidas con características similaresque se negocien en un mercado activo.En el curso de la actividad comercial de laCompañía se han celebrado contratos que cumplencon la definición de derivados establecida en la SFAS133, algunos de los cuales no resultaron aptos parala contabilidad de cobertura. En relación con lamayoría de estos contratos no se ha consideradoprobable que las estimaciones del valor razonablede dichos instrumentos derivados tengan unimpacto substancial en la posición financiera de laCompañía si se hubieran utilizado diferentesestimaciones, dado que la mayoría de losinstrumentos derivados de la Compañía soninstrumentos tradicionales extrabursátiles convencimientos a corto plazo.Impacto de las Nuevas Normas ContablesLos principios contables generalmenteaceptados de Brasil (GAAP de Brasil) se encuentranen proceso de adoptar los principios de las NormasInternacionales sobre Información Financiera (IFRS)La Ley Nº11.638/07, sancionada en 2007,introdujo cambios en la Ley de Sociedades brasileñaa fin de compatibilizar los principios contablesgeneralmente aceptados de Brasil con las NormasInternacionales sobre Información Financiera (IFRS)emitidas por el Consejo de Normas Internacionalesde Contabilidad (IASB). La transición de losprincipios contables generalmente aceptados deBrasil a las Normas Internacionales sobreInformación Financiera se realiza en forma gradual amedida que se emiten los pronunciamientoscontables. Los nuevos pronunciamientos tuvieronun impacto sobre los estados contablesconfeccionados de acuerdo con los principioscontables generalmente aceptados de Brasilcorrespondientes al ejercicio económico finalizadoel 31 de diciembre de <strong>2008</strong>. En consecuencia,también se vio afectada la base para calcular lasdistribuciones de dividendos y de participaciones enlas ganancias a nuestros empleados. Los estadoscontables de la Compañía confeccionados deacuerdo con los principios contables generalmenteaceptados de los EE.UU. no se vieron afectados porla Ley Nº 11.638/07 con excepción de los dividendosa pagar y la participación en las ganancias pagaderaa nuestros empleados, que se basan en el resultadoneto calculado conforme a los principios contablesgeneralmente aceptados de Brasil.En <strong>2008</strong>, se sancionó la Medida ProvisoriaNº 449/08 en virtud de la cual se crea un régimenimpositivo de transición que permite que loscambios a los principios contables generalmenteaceptados de Brasil introducidos por la Ley Nº11.638/07 tengan un efecto neutro desde el puntode vista impositivo hasta que entre en vigencialegislación adicional que regule el efecto impositivode los nuevos principios contables. La adopción delrégimen impositivo de transición es opcional paralos ejercicios económicos finalizados el 31 dediciembre de <strong>2008</strong> y 2009 y obligatoria a partir delejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de2010. Los efectos impositivos provisionalesgenerados por la adopción de este régimenimpositivo de transición se contabilizan en nuestrosestados contables como impuesto a las gananciasdiferido.SFAS 157El 1º de enero de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> adoptó laDeclaración Nº157 del FASB, Medición del ValorRazonable (“SFAS 157”), que fue modificada enfebrero de <strong>2008</strong> por la posición del FASB (FSP) SFASNo. 157‐1, Aplicación de la SFAS 157 a la SFAS 13 ysus Pronunciamientos Contables InterpretativosRelacionados relativos a las Transacciones deArrendamiento de Capital, y FSP SFAS 157‐2, Fechade Vigencia de SFAS 157, que postergó la aplicaciónpor parte de <strong>Petrobras</strong> de SFAS 157 en relación conactivos y pasivos no financieros extraordinarioshasta el 1º de enero de 2009. La SFAS 157 fuemodificada adicionalmente en octubre de <strong>2008</strong>mediante FSP SFAS 157‐3, “Determinación del ValorRazonable de un Activo Financiero cuando elMercado para dicho Activo se encuentra Inactivo,”que brinda aclaraciones respecto de la aplicación dela SFAS 157 a activos que participan en mercadosque se encuentran inactivos.La SFAS 157 define el valor razonable,establece un marco para la medición del valorrazonable y amplía la información relativa a lamedición del valor razonable. No exige nuevasmediciones del valor razonable pero se aplicaría a113
activos y pasivos que deben ser contabilizados avalor razonable en virtud de otros principioscontables.La implementación de la SFAS 157 no tuvoun impacto significativo en los estados contablesconsolidados, salvo la incorporación de informaciónadicional en la Nota 21 a nuestros estados contablesconsolidados.SFAS 159En febrero de 2007, el FASB emitió laDeclaración N°159 “La Opción de Valor Razonablepara Activos y Pasivos Financieros” (“SFAS 159”). LaSFAS 159 permite la medición de determinadosinstrumentos financieros a valor razonable. Lasentidades pueden optar por valuar rubros elegiblesa valor razonable en determinadas fechas,contabilizando las ganancias y pérdidas norealizadas en relación con dichos rubros en losresultados correspondientes a cada períodosubsiguiente de presentación de información.<strong>Petrobras</strong> adoptó esta Declaración a partir del 1º deenero de <strong>2008</strong>, pero no hizo una opción de valorrazonable en ese momento o durante el resto de<strong>2008</strong> respecto de ningún instrumento financieroaún no contabilizado a valor razonable de acuerdocon otros principios contables. En consecuencia, laadopción de SFAS 159 no tuvo un impactosignificativo sobre nuestros estados contablesconsolidados.SFAS 141‐REn diciembre de 2007, el FASB emitió laDeclaración Nº 141 (revisión de 2007),“Combinaciones de Negocios” (“SFAS 141‐R”), quetendrá vigencia en relación con transaccionesrelativas a combinaciones de negocios con fecha deadquisición posterior al 1º de enero de 2009. Estanorma exige que la entidad adquirente en unacombinación de negocios reconozca los activosadquiridos, las obligaciones asumidas y lasparticipaciones minoritarias en la entidad adquiridaa la fecha de adquisición, para ser medidos a valorrazonable. La SFAS 141‐R modifica el tratamientocontable en relación con los siguientes conceptos:los costos relacionados con la adquisición y costosde reestructuración generalmente se imputarán aresultados del ejercicio en el que se incurrieron;investigación y desarrollo durante el proceso secontabilizarán a valor razonable como un activointangible de vida útil indefinida a la fecha deadquisición; los cambios en la provisión porvaluación de activos por impuestos diferidos y lasincertidumbres respecto del impuesto a lasganancias luego de la adquisición en general sereconocerán como cargo por impuesto a lasganancias; las obligaciones contingentes adquiridasse contabilizarán a valor razonable en la fecha deadquisición y posteriormente se calcularán como elmonto mayor entre dicho monto y el montodeterminado “en virtud de los lineamientosexistentes relativos a contingencias no adquiridas”.La SFAS 141‐R también incluye una serie de nuevosrequisitos de presentación de información. Elimpacto de la aplicación de la SFAS 141‐R en losestados contables consolidados dependerá de lascombinaciones de negocios que se realicen durante2009 y de allí en adelante.SFAS 160En diciembre de 2007, el FASB emitió laDeclaración Nº 160, “Participaciones Minoritarias enlos Estados Contables Consolidados, unamodificación de ARB Nº 51” (“SFAS 160”), queestablece nuevas normas contables y depresentación de información en relación con laparticipación minoritaria en una subsidiaria y ladesconsolidación de una subsidiaria. La SFAS 160exige el reconocimiento de las participacionesminoritarias como capital propio en los estadoscontables consolidados y en forma separada delcapital de la sociedad controlante. El monto deutilidad neta correspondiente a la participaciónminoritaria se incluirá en la utilidad netaconsolidada en el estado de resultados. Loscambios en el porcentaje de participación de lasociedad controlante deben contabilizarse comotransacciones de capital y cuando se desconsolidauna subsidiaria, toda inversión minoritaria en la exsubsidiaria debe calcularse inicialmente a valorrazonable. La SFAS 160 también incluye requisitosadicionales de presentación de información enrelación con la participación de la sociedadcontrolante y su participación minoritaria y esaplicable para los ejercicios, y períodos intermediosdentro de dichos ejercicios, a partir del 15 dediciembre de <strong>2008</strong>. La aplicación de la SFAS 160modificará la presentación del estado de resultadosy del balance de <strong>Petrobras</strong>, debido a lareclasificación de la participación minoritaria.114
EITF 08‐6En noviembre de <strong>2008</strong>, el FASB logróconsenso en relación con la Issue 08‐6 del Grupo deTrabajo sobre Aspectos Emergentes,“Consideraciones sobre la Contabilidad de lasInversiones según el Método del Patrimonio” (“EITF08‐6”), que se publicó para aclarar de qué forma laaplicación de la contabilidad según el método delpatrimonio se verá afectada por la SFAS 141(R) y laSFAS 160. La EITF 08‐6, entre otros requerimientos,determina que un inversor según el método delpatrimonio contabilizará una emisión de accionespor parte de la entidad en la cual se invierte como siel inversor hubiera vendido una participaciónproporcional de su inversión. Toda ganancia opérdida del inversor resultante de la emisión deacciones por parte de la entidad en la cual seinvierte se reconocerá en los resultados. La Issue08‐6 entró en vigencia el 1º de enero de 2009 y seráaplicable de allí en adelante.(FSP) 132(R)‐1En diciembre de <strong>2008</strong>, el FASB emitió laposición del FASB (FSP) No. 132(R)‐1, “Revelación deInformación de los Empleadores sobre los Activosdel Plan de Beneficios posteriores al Retiro” (“(FSP)132(R)‐1”), que modifica la SFAS 132(R) parasuministrar pautas acerca de la revelación deinformación por parte del empleador sobre losactivos de un plan de pensión con beneficiosdefinidos u otro plan posterior al retiro. Estaposición FSP exige información sobre: (a) Políticas yEstrategias de Inversión; (b) Categorías de Activosdel Plan; (c) Mediciones del Valor Razonable de losActivos del Plan; y (d) Concentraciones Significativasde Riesgo. Esta FSP se aplica a estados contables apartir de 2009; los estados contables consolidadosde <strong>Petrobras</strong> se verán afectados solamente por laincorporación de información adicional.FSP SFAS 140‐4 y FIN 46(R)‐8En diciembre de <strong>2008</strong>, el FASB emitió FSPSFAS 140‐4 y FIN 46(R)‐8, “Revelación deInformación sobre Transferencias de ActivosFinancieros” y “Participación en Entidades deInterés Variable” (“SFAS 140‐4” y “FIN 46(R)‐8”).Esta FSP requiere información adicional sobre laparticipación de una sociedad en una entidad deinterés variable (“EIV”) y determinadastransferencias de activos financieros a entidadescon un fin específico y EIVs. Esta FSP requiere lametodología para determinar si una sociedad es labeneficiaria principal de una EIV, si haproporcionado respaldo financiero u otro tipo derespaldo que la empresa no está obligadacontractualmente a proporcionar, y otrainformación cualitativa y cuantitativa. <strong>Petrobras</strong> noregistró transferencias de activos financieros dentrodel alcance de esta FSP. Esta FSP entró en vigenciael 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y en la Nota 14 anuestros estados contables se ha incluidoinformación adicional relacionada con EIVs.SFAS 161En marzo de <strong>2008</strong>, el FASB emitió laDeclaración No. 161, “Revelación de Informaciónsobre Instrumentos Derivados y Actividades deCobertura” – una modificación de FASB No. 133(“SFAS 161”), que amplía los requerimientos derevelación de información de la Declaración No.133, “Contabilidad para Instrumentos Derivados yActividades de Cobertura” (“SFAS 133”) einterpretaciones relacionadas. Esta declaraciónexige mayor información sobre (a) cómo y por quéuna entidad utiliza instrumentos derivados, (b)cómo se contabilizan los instrumentos derivados eítems cubiertos relacionados conforme a la SFAS133 y sus interpretaciones relacionadas, y (c) cómolos instrumentos derivados y los ítems cubiertosrelacionados afectan la situación financiera, lagestión financiera y el flujo de efectivos de unaentidad. Esta declaración es aplicable a estadoscontables intermedios y anuales a partir del primertrimestre de 2009. <strong>Petrobras</strong> adoptó la SFAS 161con anticipación, y su implementación no tuvo unimpacto substancial en sus estados contablesconsolidados, salvo la incorporación de informaciónen la Nota 20 a nuestros estados contablesconsolidados.Investigación y Desarrollo<strong>Petrobras</strong> está ampliamente comprometidacon las actividades de investigación y desarrollocomo medio para alcanzar nuevas metas deproducción y lograr una mejora continua en lasoperaciones. <strong>Petrobras</strong> cuenta con antecedentes delogros en el desarrollo e implementación detecnologías innovadoras, incluyendo métodos deperforación, terminación y producción en pozos enaguas cada vez más profundas. <strong>Petrobras</strong> es una delas compañías petroleras que más invierte eninvestigación y desarrollo a nivel mundial y destinaun gran porcentaje de sus ingresos a las actividades115
de investigación y desarrollo. En <strong>2008</strong>, invertimosU$S941 millones en investigación y desarrollo,equivalente al 0,8% de los ingresos operativosnetos. En 2007, invertimos U$S881 millones eninvestigación y desarrollo, equivalente al 1% de losingresos operativos netos. En 2006, invertimosU$S730 millones en investigación y desarrollo,equivalente al 1% de los ingresos operativos netos.Conforme a los estatutos, <strong>Petrobras</strong> debe destinarun mínimo de 0,5% del capital integrado paraconstituir una reserva para gastos de investigación ydesarrollo.Nuestras actividades de investigación ydesarrollo se concentran en tres áreas estratégicas:(i) exploración y producción en aguas profundas yultra profundas en mar abierto; (ii) refinación yconversión de crudo pesado; y (iii) biocombustibles.Entre los avances más importantes, la Compañía halogrado el desarrollo de plataformas de producciónsemisumergibles capaces de operar a unaprofundidad de hasta 3.000 metros (9.843 pies) y elproceso H‐Bio para transformar aceites vegetales enbiodiesel en las refinerías existentes. En el períodode tres ejercicios finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong>, se registraron 48 patentes en Brasil y 148 enel exterior en relación con nuestras operaciones deinvestigación y desarrollo. Nuestra cartera depatentes abarca todas las áreas de actividades de laCompañía.Desde 1966, mantenemos instalacionesdedicadas a investigación y desarrollo en Rio deJaneiro, Brasil. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>,trabajaban en estas instalaciones 2.036 empleados.También realizamos actividades de investigación ydesarrollo a través de proyectos conjuntos conuniversidades y otros centros de investigación enBrasil y en el exterior y participamos enintercambios tecnológicos y proyectos decolaboración con otras empresas que realizanactividades relacionadas con el gas y el petróleo.PifCo no realiza actividades deinvestigación y desarrollo.Tendencias del MercadoProyectamos expandir todos los segmentosde operaciones en nuestros mercados objetivo.Para respaldar esta expansión el total de inversionesprevisto es de U$S174.400 millones en el período2009‐2013. De este total, el 59% se destinará alsegmento upstream, en el cual es necesario realizarcontinuamente inversiones en exploración ydesarrollo con el fin de explotar recursos reciéndescubiertos y compensar la declinación natural dela producción de yacimientos existentes cuandomaduran. En base al conjunto de proyectos dedesarrollo de nuestra Compañía, hemos establecidoel objetivo de incrementar la producción en un 8,8%anual en el período <strong>2008</strong>‐2013 y al mismo tiemporeemplazar nuestras reservas a través decrecimiento orgánico.El precio que obtenemos por el petróleoque producimos está determinado por los preciosinternacionales del petróleo, aunque en generalvendemos nuestro petróleo a un precio levementemás bajo que los precios de referencia de los crudosBrent y West Texas Intermediate (WTI) porque esmás pesado y por lo tanto los gastos de refinaciónson mayores. En <strong>2008</strong> el petróleo alcanzó un preciointernacional récord, principalmente comoresultado de tres factores: (i) aumento continuo dela demanda global de productos derivados delpetróleo, particularmente los destilados medios; (ii)capacidad de producción y refinación de petróleocada vez más limitada, agravada por crecientesexpectativas de continuas restricciones sobre laoferta; y (iii) riesgos geopolíticos internacionales,incluyendo conflictos civiles en Nigeria ypreocupación respecto del programa nuclear deIrán, que aumentaron las presiones alcistas sobrelos precios. Sin embargo, a partir de mediados deagosto hasta fines de <strong>2008</strong>, se registró una fuertecorrección a la baja en el proceso del petróleo,debido en parte a la reciente crisis financierainternacional. La Agencia Internacional de Energía(IEA) estima que luego de la recuperación total de lacrisis económica internacional, la demanda globalde energía continuará creciendo y que, a falta de unincremento concomitante de las inversionesrelacionadas con la oferta o de la implementaciónde políticas más firmes en todos los países delmundo para contener el crecimiento de la demanda,los precios de la energía se incrementarán a nivelmundial en el mediano a largo plazo. 1Durante el período 2009‐2013,proyectamos incrementar el volumen de refinacióny nuestra capacidad de refinación de crudos más1Fuente: Perspectivas de la Energía en el Mundo en<strong>2008</strong> ‐ IEA116
pesados. Durante <strong>2008</strong>, los márgenes brutos de lasactividades de downstream oscilaron entre ‐6 y 11%reflejando la fluctuación de los preciosinternacionales. Los futuros márgenes de refinacióndependen de la utilización de la capacidad en lasindustrias de refinación internacionales y brasileñasy de los precios relativos y volúmenes de los crudoslivianos y pesados que se producen y puedenprocesarse.2009 y 2013, en base a un tipo de cambio promedioestimado de R$2 = U$S1.Los dividendos que pagamos a losaccionistas dependen de nuestras utilidades y otrosfactores. Conforme a la legislación brasileña, losaccionistas tienen derecho a percibir un dividendoobligatorio del 25% de las utilidades netas ajustadasanuales.Proyectamos mantener el coeficiente deendeudamiento cercano al 25‐35% en el períodoItem 6.Consejeros, Principales Ejecutivos y EmpleadosConsejeros y Principales EjecutivosConsejeros de <strong>Petrobras</strong>El Consejo de Administración estácompuesto por un mínimo de cinco y un máximo denueve miembros y es responsable, entre otrosasuntos, de establecer nuestras políticascomerciales generales. Los miembros del Consejode Administración son elegidos en la AsambleaGeneral Anual de Accionistas.De conformidad con la Ley de Sociedadesde Brasil, los accionistas que representan al menosel 10% de las acciones con voto tienen derecho aexigir que se adopte un proceso de votaciónacumulativa en el que cada tenedor de accionesordinarias tenga derecho a tantos votos comomiembros tiene el Consejo, y en el que cada tenedorde acciones ordinarias tenga derecho a votar enforma acumulativa por solo un candidato o adistribuir sus votos entre varios candidatos.Además, los Estatutos permiten (i) que losaccionistas minoritarios titulares de accionespreferidas que en conjunto posean al menos el 10%del total del capital (excluidos los accionistasmayoritarios) elijan o remuevan a un miembro delConsejo de Administración; y (ii) que los accionistasminoritarios titulares de acciones ordinarias elijan aun miembro del Consejo de Administración en casode que dichos accionistas minoritarios no elijan unnúmero mayor de consejeros mediante elprocedimiento de votación acumulativa. LosEstatutos establecen que, independientemente delos derechos garantizados a los accionistasminoritarios, el gobierno brasileño tiene siempre elderecho de elegir a la mayoría de nuestrosconsejeros, cualquiera sea su cantidad. Además, deconformidad con la Ley 10.683 de fecha 28 de mayodel 2003, uno de los miembros del Consejo elegidopor el gobierno brasileño debe ser propuesto por elMinistro de Planificación, Presupuesto y Gestión. Elmandato de los consejeros es de un máximo de unaño, pero pueden ser reelegidos. De conformidadcon la Ley de Sociedades brasileña, los accionistaspueden remover, con o sin causa justificada, acualquier director, en cualquier momento, en unaAsamblea Extraordinaria de Accionistas. Luego deuna elección de los miembros del Consejo medianteel procedimiento de votación acumulativa, laremoción de cualquiera de los miembros en unaasamblea extraordinaria de accionistas implicará laremoción de todos los demás miembros, después delo cual se debe efectuar una nueva elección.117
En la actualidad, la Sociedad tiene nueve consejeros. En el siguiente cuadro se presenta información enrelación con los mismos:NombreFecha deNacimiento Cargo Mandato actual vence Dirección ComercialDilma Vana Rousseff(1) .......................... 14‐12‐1947 Presidenta Abril de2010Silas Rondeau Cavalcante Silva(1) .......... 15‐12‐1952 Director Abril de2010Casa Civil – Praça dos Três PoderesPalácio do Planalto – 4º andar – sala 57Brasilia – DFCep 70.150‐900S.A.U.S. – Quadra 3 – Lote 2 – Bloco CEd. Business Point – Salas 308/9Brasília –DFCep 70.070‐934Guido Mantega(1) .................................. 7‐4‐1949 Director Abril de 2010 Ministério da FazendaEsplanada dos Ministérios Bloco P5º andarBrasília – DFCep 70.048‐900J.S. Gabrielli de Azevedo(1) .................... 3‐10‐1949 Director Abril de 2010 Avenida República do Chile, no. 6523º andarRio de Janeiro – RJCep 20.031‐912Francisco Roberto de Albuquerque(1).... 17‐5‐1937 Director Abril de 2010 Alameda Carolina, 594Itú—SPCep 13.306‐410Fabio Colletti Barbosa(2) ........................ 3‐10‐1954 Director Abril de 2010 Av. Paulista, 1.374 – 3º andarCerqueira CésarSão Paulo – SPCep 01310‐916Jorge Gerdau Johannpeter(3)................. 8‐12‐1936 Director Abril de 2010 Av. Farrapos, 1.811Porto Alegre – RSCep 90.220‐005Luciano Galvão Coutinho(1) .................. 29‐9‐1946 Director Abril de 2010 Av. República do Chile, no. 10019º andarRio de Janeiro – RJCep 20.031‐917Sergio Franklin Quintella(1).................... 21‐2‐1935 Director Abril de 2010 Praia de Botafogo, 190– 12º andarRio de Janeiro– RJCep 22.450‐900(1) Designado por el accionista mayoritario.(2) Designado por los accionistas minoritarios titulares de acciones ordinarias.(3) Designado por los accionistas minoritarios titulares de acciones preferidas.Dilma Vana Rousseff: Ejerce la presidenciadel Consejo de Administración de <strong>Petrobras</strong> y de<strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A. – BR desde el 3 deenero de 2003. Se desempeña como Ministra Jefedel Gabinete del Presidente de la República de Brasildesde el 14 de junio de 2005. También ejerció lasfunciones de Ministra de Minas y Energía de Brasildesde enero de 2003 hasta junio de 2005. Obtuvoel título de Licenciada en Economía en laUniversidad de Rio Grande do Sul (1977) y se dedicóa estudios de maestría y doctorado en CienciasEconómicas en Universidade de Campinas(UNICAMP), en donde terminó los respectivoscréditos.Silas Rondeau Cavalcante Silva: Sedesempeña como Director de <strong>Petrobras</strong> desde el 3de abril de 2006 y también es Director de <strong>Petrobras</strong>Distribuidora S.A.–BR. Ejerció las funciones deMinistro de Minas y Energía desde julio de 2005hasta mayo de 2007 y de presidente de CentraisElétricas Brasileiras—Eletrobrás desde mayo de2004 a septiembre a 2005. Actualmente sedesempeña como consultor en ingeniería eléctricade RV2 Consultoria e Assessoria, donde realizaproyectos especiales en el sector eléctrico. Obtuvoel título de Ingeniero en Electricidad en laUniversidad Federal de Pernambuco con unaespecialización en Ingeniería de Líneas deTransmisión en la Universidad Federal de Rio deJaneiro.118
Guido Mantega: Se desempeña comoDirector de <strong>Petrobras</strong> desde el 3 de abril de 2006 ytambién es Director de <strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A.–BR. Es miembro del Comité de Remuneraciones yNombramientos del Consejo de Administración de<strong>Petrobras</strong> desde el 15 de octubre de 2007. Ejerce elcargo de Ministro de Finanzas de Brasil desde el 28de marzo de 2006 y se desempeñó como Presidentedel Grupo de 20 Ministros de Finanzas y Presidentesde Bancos Centrales (G‐20) en <strong>2008</strong>. Es miembrodel Consejo de Desarrollo Económico y Social(Conselho de Desemvolvimento Econômico e Social –CDES), organismo asesor del gobierno brasileño.Asimismo se desempeñó como Presidente del BancoNacional de Desenvolvimento Econômico e Social—BNDES (Banco de Desarrollo de Brasil) y Ministro dePlaneamiento. Obtuvo el título de Licenciado enEconomía en la Facultad de Economía yAdministración de la Universidad de São Paulo (USP)en 1971, realizó el Doctorado en Sociología delDesarrollo en la Facultad de Filosofía, Ciencias yLetras de la USP y también cursó estudios deespecialización en el Instituto de Estudios delDesarrollo (IDS) de la Universidad de Sussex,Inglaterra, en 1977.J.S. Gabrielli de Azevedo: Se desempeñacomo miembro del Consejo de Administración de<strong>Petrobras</strong> desde el 22 de julio de 2005, y tambiénintegra el Consejo de Administración de <strong>Petrobras</strong>Distribuidora, <strong>Petrobras</strong> Biocombustível,Transpetro, Gaspetro y Petroquisa. Se desempeñócomo Director Financiero de <strong>Petrobras</strong> desde enerode 2003 hasta julio de 2005, y ejerce la función dePresidente de <strong>Petrobras</strong> desde el 22 de julio de2005. Cursó el Doctorado en Economía en laUniversidad de Boston (1987). Es profesor titular dela cátedra de Economía (actualmente de licencia) enla Universidad Federal de Bahia (UFBA).Francisco Roberto de Albuquerque: Sedesempeña como miembro del Consejo deAdministración de <strong>Petrobras</strong> desde el 2 de abril de2007 y también del Consejo de Administración de<strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A.– BR. Es miembro delComité de Auditoría y del Comité deRemuneraciones y Nombramientos del Consejo deAdministración de <strong>Petrobras</strong> desde el 13 de abril de2007 y el 15 de octubre de 2007, respectivamente.Obtuvo el título de Licenciado en Ciencias Militaresen la Academia Militar das Agulhas Negras (AMAN)en Resende, Rio de Janeiro (1958) y en Economía enla Universidad de São Paulo (1968). Obtuvo tambiénuna Maestría en Ciencias Militares en la Escola deAperfeiçoamento de Oficiais (1969) y cursó elDoctorado en Ciencias Militares en la Escola deComando e Estado‐Maior do Exército en Rio deJaneiro (1977).Fabio Colletti Barbosa: Es miembro delConsejo de Administración de <strong>Petrobras</strong> desde el 3de enero de 2003 y también es Director de<strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A.–BR. Se desempeñacomo Presidente del Comité de Auditoría desde el17 de junio de 2005. Ejerce las funciones dePresidente del Grupo Santander Brasil desde agostode <strong>2008</strong>. Es también Presidente del Consejo deAdministración y del Comité Ejecutivo de laFederación Brasileña de Bancos –FEBRABAN.Obtuvo el título de Licenciado en Administración enla Fundação Getúlio Vargas – São Paulo (1976) yrealizó una Maestría en Administración en elInstituto de Administración y Desarrollo ‐ Lausana,Suiza (1979).Jorge Gerdau Johannpeter: Es miembro delConsejo de Administración de <strong>Petrobras</strong> desde el 19de octubre de 2001 y también es Director de<strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A.–BR. Es miembro delComité de Remuneraciones y Nombramientos delConsejo de Administración de <strong>Petrobras</strong> desde el 15de octubre de 2007. Se desempeña comoPresidente del Consejo de Administración del GrupoGerdau, y es miembro del Consejo deAdministración del Instituto Brasileño de Siderurgia(IBS). También integra el Consejo de DesarrolloEconómico y Social de Brasil (Conselho deDesenvolvimento Econômico e Social—CDES) y elComité Ejecutivo de la World Steel Association.Participa en el sector sin fines de lucro de Brasilcomo Presidente del Consejo del Programa Gaúchoda Qualidade e Produtividade—PGQP (ProgramaEstadual de Calidad y Productividad en Rio Grandedo Sul), Director del Movimento BrasilCompetitivo—MBC (Movimiento para lacompetitividad de Brasil), miembro del ConsejoDeliberativo de Parceiros Voluntários (Voluntarios) ycoordinador de Ação Empresarial (AcciónEmpresarial). Obtuvo el título de Licenciado enDerecho y Ciencias Sociales en la UniversidadFederal de Rio Grande do Sul (UFRGS), Porto Alegre,en 1961.Luciano Coutinho: es miembro del Consejode Administración de <strong>Petrobras</strong> desde el 4 de abrilde <strong>2008</strong>, y asimismo integra el Consejo de119
Administración de <strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A.–BR.Ejerce el cargo de Presidente del Banco deDesarrollo de Brasil (BNDES) desde el 27 de abril de2007. Asimismo, es miembro del Consejo deAdministración de Companhia Vale do Rio Doce,miembro del Comité de Directores de la FundaçãoNacional da Qualidade—FNQ (Fundación Nacionalde la Calidad de Brasil), y representante del BNDESante el Fundo Nacional de DesenvolvimentoCientífico e Tecnológico—FNDCT (Fondo para elDesarrollo Científico y Tecnológico de Brasil). Cursóel Doctorado en Economía en la Universidad deCornell, obtuvo una Maestría en Economía en elInstituto de Investigación Económica de laUniversidad de São Paulo (USP), y el título deLicenciado en Economía en la USP.Sergio Franklin Quintella: es miembro delConsejo de Administración de <strong>Petrobras</strong> desde el 8de abril de 2009, y también integra el Consejo deAdministración de <strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A.—BR.Es Vicepresidente de Fundação Getúlio Vargas—FGV. Se desempeñó como miembro del Consejo deAdministración del Banco Nacional deDesenvolvimento Econômico e Social—BNDES(Banco de Desarrollo de Brasil) desde 1975 hasta1980, miembro del Conselho Monetário Nacional(Consejo Monetario Nacional) desde 1985 hasta1990, y presidente del Tribunal de Contas (Tribunalde Cuentas) del Estado de Rio de Janeiro desde1993 hasta 2005. Quintella obtuvo el título deIngeniero Civil en la Pontifícia Universidade Católicado Rio de Janeiro—PUC‐Rio, de IngenieroEconomista en la Escola Nacional de Engenharia yde Economista en la Faculdade de Economia do Riode Janeiro. También obtuvo una Maestría enNegocios en IPSOA (Italia) y cursó el ProgramaAvanzado de Dirección en el Harvard BusinessSchool. Actualmente se desempeña como miembrodel Consejo de PUC‐Rio.Consejeros de PifCoLa administración de PifCo está a cargo deun Consejo de Administración, compuesto por tresmiembros, y de sus principales ejecutivos. ElConsejo de Administración es responsable depreparar los estados contables de PifCo al cierre delejercicio, convocar las asambleas de accionistas yrevisar y monitorear la performance y la estrategiafinancieras de la misma. Si bien no se encuentraestablecido en el Acta Constitutiva ni en losEstatutos, PifCo ha adoptado la política de que elPresidente del Consejo de Administración y losprincipales ejecutivos sean empleados de <strong>Petrobras</strong>.El mandato de los miembros del Consejo de Administración de PifCo es por tiempo indeterminado ypueden ser removidos con o sin causa. El siguiente cuadro presenta información sobre los miembros del Consejode Administración de PifCo:NombreFecha deNacimientoCargoAño deDesignaciónDaniel Lima de Oliveira............................................ 29 de diciembre de 1951 Presidente 2005Marcos Antonio Silva Menezes ............................... 24 de marzo de 1952 Director 2003José Raimundo Brandão Pereira.............................. 27 de octubre de 1956 Director <strong>2008</strong>Daniel Lima de Oliveira: Se desempeñacomo Presidente de PifCo y Gerente Ejecutivo deFinanzas Corporativas de <strong>Petrobras</strong> desde el 1º deseptiembre de 2005. Desde enero de 2002 esDirector de <strong>Petrobras</strong> International Braspetro BV(PIB BV) y de Braspetro Oil Services Company ‐Brasoil y desde marzo de 2004 es miembro delConsejo de Administración de REFAP S.A. Obtuvo eltítulo de Ingeniero Mecánico en la Escuela deIngeniería Industrial de São José dos Campos en1975.Marcos Antonio Silva Menezes: Sedesempeña como Director de PifCo desde 2003 yGerente Ejecutivo del Departamento Contable de<strong>Petrobras</strong> desde 1998. Actualmente es miembro delConsejo Fiscal y del Comité de Auditoría de BraskemS.A. y se ha desempeñado en carácter de Presidentedel Consejo Fiscal del Instituto Brasileiro de Petróleoe Gás—IBP, y de la Organização Nacional dasIndústras de Petróleo—ONIP desde 1998 y 1999,respectivamente. Obtuvo el título de Contador yLicenciado en Administración de Empresas en la120
Facultad Moraes Júnior en Rio de Janeiro, realizó unCurso de Posgrado en Administración Financiera enla Fundação Getúlio Vargas, y cursó un ProgramaAvanzado en Administración (PGA) en la FundaçãoDom Cabral/INSEAD—Francia.José Raimundo Brandão Pereira: Sedesempeña como Director de PifCo y GerenteEjecutivo de Marketing y Comercialización de PifCodesde junio de <strong>2008</strong>. Obtuvo el título de IngenieroCivil en la Universidade Estadual de Maranhão en1979.Principales Ejecutivos de <strong>Petrobras</strong>Nuestro Comité Ejecutivo, compuesto porun Presidente y hasta seis principales ejecutivos, esresponsable de la administración diaria de laempresa. De conformidad con nuestros Estatutos,el Consejo de Administración nombra a losmiembros del Comité Ejecutivo, incluido elPresidente, que es elegido entre los miembros delConsejo de Administración. Los principalesejecutivos son ciudadanos brasileños y residen enBrasil. De acuerdo con nuestros Estatutos, laelección de ejecutivos por parte del Consejo deAdministración debe tener en cuenta las aptitudespersonales, la idoneidad y la especialización en susáreas específicas. El plazo máximo del mandato delos ejecutivos es de tres años, y pueden serreelectos. El Consejo de Administración puederemover, con o sin causa justificada, a cualquierejecutivo, en cualquier momento. Seis de losejecutivos en funciones son gerentes, ingenieros otécnicos experimentados de <strong>Petrobras</strong>.El siguiente cuadro presenta información sobre nuestros principales ejecutivos:Nombre Fecha de Nacimiento CargoMandatoActualJ.S. Gabrielli de Azevedo....................... 3 de octubre de 1949 Presidente Abril de 2011Almir Guilherme Barbassa.................... 19 de mayo de 1947 Director de Administración y Finanzas y Director de Abril de 2011Relación con InversoresRenato de Souza Duque ....................... 29 de septiembre de Director de Servicios Corporativos Abril de 20111955Guilherme de Oliveira Estrella.............. 18 de abril de 1942 Director de Exploración y Producción Abril de 2011Paulo Roberto Costa............................. 1º de enero de 1954 Director de Refinación, Transporte y Comercialización Abril de 2011Maria das Graças Silva Foster............... 26 de agosto de 1953 Directora de Gas y Energía Abril de 2011Jorge Luiz Zelada .................................. 20 de enero de 1957 Director de Negocios Internacionales Abril de 2011J. S. Gabrielli de Azevedo: Se desempeñacomo Presidente de <strong>Petrobras</strong> y miembro denuestro Consejo de Administración desde el 22 dejulio de 2005. Para consultar información biográficasobre Gabrielli de Azevedo, véase “Consejeros de<strong>Petrobras</strong>.”Almir Guilherme Barbassa: Se desempeñacomo Director de Administración y Finanzas yDirector de Relación con Inversores desde el 22 dejulio de 2005. Ingresó en <strong>Petrobras</strong> en 1974 y haejercido diversas funciones financieras y deplanificación tanto en Brasil como en el exterior. Seha desempeñado como Gerente FinancieroCorporativo de <strong>Petrobras</strong>, y también en variasoportunidades ocupó el cargo de GerenteFinanciero y Presidente del Consejo deAdministración de subsidiarias de <strong>Petrobras</strong> querealizan actividades financieras internacionales.Asimismo, fue profesor de Economía en laUniversidad Católica de Petrópolis y FaculdadesIntegradas Bennett desde 1973 hasta 1979. Obtuvouna Maestría en Economía en la Fundação GetúlioVargas.Renato de Souza Duque: Se desempeñacomo Director de Servicios Corporativos desde el 31de enero de 2003. Actualmente es miembro delConsejo de Administración de <strong>Petrobras</strong> Gás S.A.—Gaspetro y Presidente de <strong>Petrobras</strong> NegóciosEletrônicos S.A. Obtuvo el título de Ingeniero enElectricidad en la Universidad Federal Fluminense yuna Maestría en Administración en la UniversidadFederal de Rio de Janeiro (UFRJ).Guilherme de Oliveira Estrella: Ejerce elcargo de Director de Exploración y Produccióndesde 2003. Se desempeña como Presidente delConsejo de Administración del Instituto Brasileño dePetróleo, Gas y Biocombustibles (Instituto Brasileiro121
de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) desde 2003. En1964 obtuvo el título de Geólogo en la Facultad deGeología de la Universidad Federal de Rio deJaneiro.Paulo Roberto Costa: Ejerce el cargo deDirector de Refinación, Transporte yComercialización desde el 14 de mayo de 2004.Obtuvo el título de Ingeniero Mecánico en laUniversidad Federal de Paraná en 1976. Ingresó a<strong>Petrobras</strong> en 1977 y estuvo a cargo de actividadesde Exploración y Producción durante un largoperíodo.Maria das Graças Silva Foster: Sedesempeña como Directora de Gas y Energía de<strong>Petrobras</strong> desde el 21 de septiembre de 2007.Obtuvo el título de Ingeniera Química en laUniversidad Federal Fluminense y una Maestría enIngeniería Nuclear en la Universidad Federal de Riode Janeiro y realizó una Maestría en Economía en laFundação Getúlio Vargas.Jorge Luiz Zelada: Se desempeña comoDirector de Negocios Internacionales desde el 3 demarzo de <strong>2008</strong>. Obtuvo el título de Ingeniero enElectricidad en la Universidad Federal de Rio deJaneiro en 1979 y una Maestría en Administraciónen IBMEC/Rio de Janeiro en 2000.Principales Ejecutivos de PifCoLos ejecutivos actualmente en funcionesson funcionarios experimentados de <strong>Petrobras</strong>,algunos de los cuales fueron miembros del Consejode Administración de subsidiarias de <strong>Petrobras</strong> ytrabajaron en oficinas de representación en elexterior. Los ejecutivos forman un comité y sonresponsables de la administración diaria de PifCo. Elmandato de los ejecutivos de PifCo es por tiempoindeterminado y pueden ser removidos con o sincausa.El siguiente cuadro presenta información sobre los ejecutivos de PifCo:Nombre Fecha de Nacimiento CargoAño deDesignaciónDaniel Lima de Oliveira........................................... 29 de diciembre de 1951 Presidente 2005Guilherme Pontes Galvão França ........................... 18 de enero de 1959 Director Comercial 2005Sérvio Túlio da Rosa Tinoco.................................... 21 de junio de 1955 Director Financiero 2005Mariângela Monteiro Tizatto ................................. 9 de agosto de 1960 Directora de Contabilidad 1998Nilton Antônio de Almeida Maia ............................ 21 de junio de 1957 Director de Legales 2000Gérson Luiz Gonçalves............................................ 29 de septiembre de 1953 Director de Auditoría 2000Juarez Vaz Wasserten............................................. 26 de agosto de 1954 Director de Negocios 2009Daniel Lima de Oliveira: Ejerce el cargo dePresidente de PifCo y Gerente Ejecutivo de FinanzasCorporativas de <strong>Petrobras</strong> desde el 1º deseptiembre de 2005. Para consultar informaciónbiográfica sobre Lima de Oliveira, véase “Consejerosde PifCo.”Guilherme Pontes Galvão França: Sedesempeña como Director Comercial de PifCo desdeel 1º de octubre de 2005. Obtuvo el título deIngeniero Químico en la Universidad Federal de Riode Janeiro en 1981.Sérvio Túlio da Rosa Tinoco: Se desempeñacomo Director Financiero de PifCo desde el 1º deseptiembre de 2005. Obtuvo el título de Licenciadoen Economía en la Universidad Oswaldo Cruz, SãoPaulo (1978), y realizó una Maestría enAdministración en la Fundação Getúlio Vargas, SãoPaulo (1983), parcialmente completada con un añode estudios en el Institut Supérieur des Affaires—ISA/HEC, Francia.Mariângela Monteiro Tizatto: Sedesempeña como Directora de Contabilidad dePifCo desde 1998, y como Gerenta General deContabilidad Corporativa de <strong>Petrobras</strong> desde 1999.Obtuvo el título de Contadora en la UniversidadCândido Mendes y una Maestría en Administraciónde Empresas. Es miembro del Consejo Fiscal de<strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A. ‐ BR desde 2006, eintegra la Comisión de Normas de Auditoría yContables de la Associação Brasileira dasCompanhias Abertas—ABRASCA desde 1995.Nilton Antônio de Almeida Maia: Ejerce elcargo de Director de Legales de PifCo desde el 19 deabril de 2000. Actualmente se desempeña comoAsesor General de <strong>Petrobras</strong>. Realizó un Posgrado122
en Leyes, con especialización en Derecho de laEnergía y Derecho Tributario en la UniversidadCândido Mendes y la Universidad Estácio de Sá.Gerson Luiz Gonçalves: Se desempeñacomo Director de Auditoría de PifCo desde el 19 deabril de 2000. Es responsable de todas lasactividades internas de control contable de<strong>Petrobras</strong>. Es también miembro del InstitutoBrasileño de Auditores Internos (AUDIBRA) y delInstitute of Internal Auditors (IIA) de los EstadosUnidos. Obtuvo el título de Contador en laUniversidad de São Paulo en 1975.Juarez Vaz Wasserten: Se desempeñacomo Director de Negocios de PifCo desde enero de2009. Obtuvo el título de Ingeniero en Producciónen la Universidade Federal do Rio de Janeiro y unaMaestría en Economía en la Universidade CandidoMendes.Remuneración<strong>Petrobras</strong>En <strong>2008</strong>, el monto total de remuneracionespagadas a todos los miembros del Consejo deAdministración y a los principales ejecutivos fue deaproximadamente U$S5 millones.Además, los miembros del Consejo deAdministración y los ejecutivos recibendeterminados beneficios adicionales que ofrecemosen forma general a nuestros empleados y susfamilias, tales como planes de salud, pago de gastosde educación y prestaciones complementarias deseguridad social.No celebramos con nuestros consejeroscontratos de servicios que establezcan prestacionesposteriores al término de sus funciones. Lacompañía cuenta con un Comité deRemuneraciones y Nombramientos que reviste elcarácter de Comité Asesor. Véase “Otros ComitésAsesores”.PifCoLos consejeros y ejecutivos de PifCoreciben remuneración de <strong>Petrobras</strong> por lasfunciones que desempeñan en calidad deempleados de <strong>Petrobras</strong>, pero no recibenremuneración adicional alguna, ni beneficios depensión, ni otros beneficios por parte de PifCo ni de<strong>Petrobras</strong> por las funciones que desempeñan encalidad de consejeros o ejecutivos de PifCo, segúncorresponda.Titularidad de las Acciones<strong>Petrobras</strong>Al 30 de abril de 2009, los miembros delConsejo de Administración, ejecutivos, miembrosdel Consejo Fiscal, y sus familiares directos,considerados en conjunto, eran titulares de un totalde 19.787 acciones ordinarias y 54.416 accionespreferidas de <strong>Petrobras</strong>. Por consiguiente, tanto enforma individual como en conjunto, los miembrosdel Consejo de Administración, ejecutivos,miembros del Consejo Fiscal, y sus familiaresdirectos eran titulares de menos del uno por cientode acciones de <strong>Petrobras</strong> de cualquier clase. Lasacciones pertenecientes a los miembros de nuestroConsejo de Administración, ejecutivos, miembrosdel Consejo Fiscal y sus familiares directos tienen elmismo derecho a voto que las acciones del mismotipo y clase pertenecientes a los demás accionistas.Ninguno de los consejeros, ejecutivos, miembros delConsejo Fiscal, ni sus familiares directos tienederecho a opción de compra de acciones ordinariaso preferidas. <strong>Petrobras</strong> no dispone de un plan deopción de compra de acciones para sus consejeros,ejecutivos o empleados.PifCoAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, el capitalaccionario de PifCo estaba compuesto por300.050.000 acciones ordinarias de un valornominal de U$S1 cada una. Todas las accionesordinarias de PifCo emitidas y en circulaciónpertenecen a <strong>Petrobras</strong>.Consejo Fiscal<strong>Petrobras</strong> ha establecido un Consejo Fiscalpermanente compuesto por un máximo de cincomiembros, con arreglo a las disposiciones aplicablesde la Ley de Sociedades brasileña. Tal como lodetermina dicha Ley, el Consejo Fiscal esindependiente de la Dirección y de los auditoresexternos. Las atribuciones del Consejo Fiscalincluyen las siguientes responsabilidades: (i) controlde las actividades de la Dirección y (ii) revisión de lainforme anual y estados contables. Los miembros ysus respectivos suplentes son elegidos por losaccionistas en la Asamblea General Anual. Lostenedores de acciones preferidas sin derecho a voto123
y los accionistas minoritarios titulares de accionesordinarias tienen derecho a elegir como clase unmiembro y el suplente correspondiente del ConsejoFiscal. El gobierno brasileño tiene el derecho dedesignar a la mayoría de los miembros del ConsejoFiscal y sus suplentes. Uno de dichos miembros y elsuplente correspondiente es designado por elMinistro de Finanzas en representación del TesoroNacional. Los miembros del Consejo Fiscal sonelegidos en la Asamblea General Anual deAccionistas por el término de un año y pueden serreelegidos.124
El siguiente cuadro presenta los miembros del Consejo Fiscal actualmente en funciones:NombreAño de la PrimeraDesignaciónMarcus Pereira Aucélio .................................................................................................................................................. 2005César Acosta Rech .......................................................................................................................................................... <strong>2008</strong>Túlio Luiz Zamin.............................................................................................................................................................. 2003Nelson Rocha Augusto ................................................................................................................................................... 2003Maria Lúcia de Oliveira Falcón........................................................................................................................................ 2003El siguiente cuadro presenta los miembros suplentes del Consejo Fiscal:NombreAño de la PrimeraDesignaciónEduardo Coutinho Guerra ............................................................................................................................................... 2005Ricardo de Paula Monteiro.............................................................................................................................................. <strong>2008</strong>Edson Freitas de Oliveira................................................................................................................................................. 2002Maria Auxiliadora Alves da Silva...................................................................................................................................... 2003Celso Barreto Neto.......................................................................................................................................................... 2002Comité de Auditoría de <strong>Petrobras</strong><strong>Petrobras</strong> cuenta con un Comité deAuditoría que asesora a nuestro Consejo deAdministración, y está compuesto exclusivamentepor miembros del mismo.El 17 de junio de 2005, nuestro Consejo deAdministración aprobó el nombramiento del Comitéde Auditoría para cumplir con los requisitosestablecidos por la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002 y laNorma 10A‐3 de la Ley de Mercado de Valores de1934.El Comité de Auditoría es responsable,entre otros temas, de:• asesorar al Consejo de Administracióncon respecto a la designación,remuneración y contratación de losauditores externos;• colaborar con el Consejo deAdministración en el análisis de losestados contables y en la eficacia delos controles internos sobre lapresentación de información financieraluego de efectuar consultas a losauditores internos y externos;• colaborar en la resolución de conflictosentre la Dirección y los auditoresexternos en relación con los estadoscontables;• realizar una revisión anual de lastransacciones con partes relacionadasque involucran a miembros delConsejo de Administración yprincipales ejecutivos y sociedades quecontratan a los mismos, así comotambién cualquier otra transacciónsubstancial con partes relacionadas; y• establecer los procedimientos para larecepción, retención y tratamiento dereclamos relacionados con temascontables, de control interno yauditoría, incluidos los procedimientospara la presentación, por parte de losempleados y en forma confidencial yanónima, de inquietudes relacionadascon temas contables o de auditoríaque consideren cuestionables.El 16 de diciembre de 2005, se reformó elreglamento interno del Comité de Auditoría con elfin de cumplir con los requisitos exigidos por la LeySarbanes‐Oxley de 2002 y la Norma 10A‐3 de la Leydel Mercado de Valores de 1934, incluyendo laincorporación de las facultades mencionadas.125
Nuestro Comité de Auditoría estáhabitualmente compuesto por tres miembros. Losmiembros actuales del Comité de Auditoría son losConsejeros Fabio Colletti Barbosa y FranciscoRoberto de Albuquerque, ambos miembrosindependientes según se define en 17 CFR 240.10A‐3. El tercer miembro del Comité de Auditoría sedesignará en 2009.Otros Comités Asesores<strong>Petrobras</strong> implementó dos comitésasesores adicionales en 2007: el Comité deRemuneraciones y Nombramientos y el Comité deMedio Ambiente. También en 2007, <strong>Petrobras</strong>formalizó la relación entre la Comisión de GobiernoCorporativo y un Comité de Gestión, con el fin deestudiar y perfeccionar las prácticas de gobiernocorporativo de <strong>Petrobras</strong>.Ombudsman de <strong>Petrobras</strong>Creada en mayo de 2002 para asesorar a laPresidencia, la Oficina del Ombudsman General de<strong>Petrobras</strong> forma parte de nuestra estructuracorporativa desde octubre de 2005, año en el quepasó a estar directamente relacionada con elConsejo de Administración. La Oficina delOmbudsman General es el canal oficial para recibir yresponder las denuncias e información relativa aposibles irregularidades en cuestiones decontabilidad, control interno y auditoría. La Oficinadel Ombudsman General depende directamente delComité de Auditoría y garantiza el anonimato de losinformantes. En diciembre de 2007, el Consejo deAdministración aprobó las Políticas y Directivas delos Ombudsmans de <strong>Petrobras</strong>, lo cual fue un pasoimportante en la alineación de las prácticas delOmbudsman General con las de otros ombudsmansdel sistema, contribuyendo a lograr mejoresprácticas de gobierno corporativo.Comités Asesores de PifCoEl Consejo de Administración de PifCo nocuenta con comités asesores.Empleados y Relaciones Laborales<strong>Petrobras</strong> atrae y retiene empleadosvaliosos ofreciendo remuneraciones competitivas ybeneficios, promociones por mérito y un plan departicipación en las ganancias. Conforme a lalegislación brasileña, el plan de participación en lasganancias está sujeto a un límite del 25% de losdividendos propuestos para el ejercicio.El número de empleados de <strong>Petrobras</strong> seincrementó en <strong>2008</strong> debido al crecimiento denuestros negocios.El siguiente cuadro indica la cantidad de empleados de <strong>Petrobras</strong> durante los últimos tres ejercicios:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Empleados de <strong>Petrobras</strong>:Sociedad Controlante............................................................................................... 55.199 50.207 47.955Subsidiarias .............................................................................................................. 12.266 11.941 7.454Internacional ............................................................................................................ 6.775 6.783 6.857Total Grupo <strong>Petrobras</strong>.............................................................................................. 74.240 68.931 62.266Sociedad Controlante por Nivel:Nivel Secundario ...................................................................................................... 35.490 33.114 32.265Nivel Universitario.................................................................................................... 18.868 16.234 14.809Empleados marítimos............................................................................................... 841 859 881Total Sociedad Controlante...................................................................................... 55.199 50.207 47.955Sociedad Controlante por Región:Sudeste de Brasil ...................................................................................................... 38.188 34.910 33.057Noreste de Brasil ...................................................................................................... 13.641 12.243 11.978Otras regiones.......................................................................................................... 3.370 3.054 2.920Total Sociedad Controlante...................................................................................... 55.199 50.207 47.955126
El siguiente cuadro indica los principales gastos relacionados con nuestros empleados durante losúltimos tres ejercicios:<strong>2008</strong> 2007 2006(en millones de U$S)Salarios............................................................................................................ 4.957,8 3.625,7 2.736,5Capacitación de empleados............................................................................. 232,5 198,4 151,1Distribuciones por participación en las ganancias........................................... 732,2 519,7 550,3No se han producido huelgas laborales deimportancia desde 1995, y consideramos que lasrelaciones entre nuestros empleados y lossindicatos que representan a nuestros empleadosson buenas. El cuarenta y seis por ciento (46%) denuestros empleados son miembros del SindicatoNacional de Trabajadores del Petróleo, y el 34% denuestros empleados marítimos pertenecen alSindicato de Empleados Marítimos. Anualmentenegociamos convenios colectivos de trabajo concada sindicato. Conforme al acuerdo vigente hastael 31 de agosto de 2009 con el Sindicato Nacional deTrabajadores del Petróleo, los empleados recibieronun aumento del 6,17% de acuerdo al incremento delcosto de vida que refleja el aumento de la inflaciónen dicho período, según las mediciones efectuadasen base al Indice de Precios al Consumidor Amplio(Indice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo‐IPCA), un aumento del 9,89% en la escala salarialmínima, y un pago único del 100% del sueldomensual, un acuerdo comparable a los de ejerciciosanteriores. El convenio colectivo de trabajo con elSindicato de Empleados Marítimos se firmó el 18 denoviembre de <strong>2008</strong>. Este convenio es retroactivo al1º de noviembre de <strong>2008</strong>, y tiene vigencia hasta el31 de octubre de 2009.Planes de Pensión y SaludPatrocinamos un plan de pensión conaportes definidos, denominado Petros, que cubreaproximadamente al 96,5% de nuestros empleados.El objetivo principal de Petros ha sidocomplementar las prestaciones de pensión denuestros empleados. Los empleados que participanen el plan efectúan aportes mensuales obligatorios.Nuestra política tradicional de aporte de fondos hasido realizar aportes anuales al plan, por montosdeterminados a través de cálculos actuariales. Losaportes se destinan no sólo a cubrir prestacionesasignadas hasta la fecha, sino también a aquellas aasignarse en el futuro.El siguiente cuadro presenta los beneficios pagados, aportes realizados y obligaciones del Plan Petroscorrespondientes a <strong>2008</strong>, 2007 y 2006:<strong>2008</strong> 2007 2006(en millones de U$S)Total de beneficios pagados............................................................................ 932 835 713Total de aportes ............................................................................................. 286 282 187Obligaciones del Plan Petros (1)...................................................................... 2.054 5.042 4.843(1) Diferencia por la cual el valor actuarial de nuestra obligación de proveer prestaciones futuras excede el valor de mercado de los activosdel plan utilizados para satisfacer esa obligación. La disminución de estas obligaciones en <strong>2008</strong> se debió básicamente a la variación de latasa de descuento del 6% anual en 2007 al 7,17% anual en <strong>2008</strong>. Véase la Nota 16(f) a los estados contables auditados consolidados dela Compañía correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>.El 9 de agosto de 2002, el Plan Petros dejóde admitir nuevos participantes y desde 2003hemos llevado a cabo negociaciones complejas conrepresentantes del Sindicato de Trabajadores delPetróleo para solucionar los déficits del plan ydesarrollar un plan de pensión complementario.Asimismo hemos sido objeto de acciones legalessignificativas en relación con el Plan Petros. Enagosto de 2007, aprobamos nuevasreglamentaciones para el Plan Petros y celebramosun acuerdo con el Sindicato Nacional deTrabajadores del Petróleo y otras partesinvolucradas en virtud del cual se extinguirán losjuicios existentes en relación con el Plan Petros. Losprincipales cambios introducidos al Plan Petrosincluyen: (i) el aumento de los salarios de losempleados activos ya no se trasladará a losempleados retirados, (ii) los beneficios de losparticipantes del plan se ajustarán de acuerdo conel índice de inflación IPCA, y (iii) las reducciones en127
las pensiones dispuestas por el plan del gobierno yano serán absorbidas por el Plan Petros. <strong>Petrobras</strong>acordó pagar R$5.800 millones actualizados enforma retroactiva al 31 de diciembre de 2006 por elíndice de precios al consumidor (IPCA) más el 6%anual, que se pagarán en cuotas semestrales con uninterés anual del 6% sobre el saldo durante lospróximos 20 años, conforme se acordó previamenteen la renegociación.El 1º de julio de 2007 <strong>Petrobras</strong>implementó el Plan Petros 2, un plan de pensióncon contribuciones variables o mixto, paraempleados que no contaban con un plan de pensióncomplementario. Una porción de este plan concaracterísticas de beneficios definidos incluyecobertura de riesgo por incapacidad y muerte, unagarantía de beneficio mínimo y una renta vitalicia, ylos compromisos actuariales relacionados seregistran de acuerdo con el método de la unidad decrédito proyectado. La porción del plan concaracterísticas de aportes definidos, destinada aformar una reserva para retiros programados, sereconoce en los resultados del ejercicio cuando serealizan los aportes. En <strong>2008</strong>, los aportes de<strong>Petrobras</strong> y sus subsidiarias a la porción de aportesdefinidos de este plan fue de U$S267 millones. Losgastos y obligaciones por beneficios relacionadoscon el Plan Petros 2 se contabilizaron de acuerdocon la SFAS 87 ‐ “Contabilización por parte de losEmpleadores del Plan de Pensión.”Mantenemos un plan de salud (AMS) queofrece prestaciones de salud y cubre a todos losempleados (activos e inactivos) y a susdependientes. Administramos este plan conaportes fijos de los empleados para cubrir losprincipales riesgos y una porción de los costosrelacionados con otros tipos de cobertura deacuerdo con tablas de participación, definidas pordeterminados parámetros que incluyen los nivelessalariales.Nuestro compromiso en relación con lasprestaciones futuras a los participantes del plan escalculado anualmente por un actuarioindependiente, por el método de Crédito UnitarioProyectado. El plan de salud no está financiado nide ningún modo garantizado por activos. En cambio,el pago de las prestaciones está basado en loscostos anuales incurridos por los participantes delplan.El 15 de diciembre de 2006,implementamos el Beneficio de Asistencia Médica,que brinda condiciones especiales para la comprade medicamentos por parte de los miembros delAMS en farmacias adheridas ubicadas en Brasil.Véase el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativasy Financieras – Políticas y Estimaciones ContablesRelevantes – Plan de Pensión y Otros Beneficiosposteriores al Retiro”.Asimismo, algunas de nuestras subsidiariasconsolidadas cuentan con sus propios planes debeneficios.PifCoCon excepción de 40 empleados de<strong>Petrobras</strong> Europe Limited (PEL), y 24 empleados de<strong>Petrobras</strong> Singapore Private Limited (PSPL), elpersonal de PifCo está compuesto solamente porempleados de <strong>Petrobras</strong>, estando esta última acargo de todas las funciones administrativas dePifCo.128
Item 7.Principales Accionistas<strong>Petrobras</strong>El capital accionario de <strong>Petrobras</strong> estácompuesto por acciones ordinarias y accionespreferidas sin valor nominal. Al 30 de abril de 2009se encontraban en circulación 5.073.347.344acciones ordinarias y 3.700.729.396 accionespreferidas. Estas cifras reflejan la división dos poruna de nuestras acciones ordinarias y preferidas,que entró en vigencia en Brasil el 30 de abril de2009.El 11 de mayo de 2007, nuestrosaccionistas aprobaron la división inversa cuatro pordos de acciones de capital. Como resultado de ladivisión de acciones, la relación acciones ordinariasy preferidas/ADR cambió a dos acciones por ADR.Principales Accionistas y Operaciones con Partes RelacionadasLa división de acciones y el cambio de la relación deADR entraron en vigencia el 2 de julio de 2007.De conformidad con la Ley de Sociedadesbrasileña, y sus modificaciones, la cantidad deacciones sin derecho a voto de la Compañía no debeser superior a los dos tercios de la cantidad total deacciones. El gobierno brasileño está obligado porley a ser titular de al menos la mayoría de nuestrasacciones con derecho a voto y actualmente posee el55,7% de nuestras acciones ordinarias que son lasúnicas acciones con derecho a voto. El gobiernobrasileño no tiene ningún derecho a voto especial,excepto el derecho permanente de elegir la mayoríade nuestros consejeros, independientemente delderecho que nuestros accionistas minoritariospuedan tener de elegir consejeros, establecido enlos Estatutos.En el siguiente cuadro se consigna información relacionada con la titularidad de nuestras accionesordinarias y preferidas al 30 de abril de 2009, por parte del gobierno brasileño, algunas entidades del sectorpúblico y nuestros ejecutivos y consejeros como grupo. No tenemos conocimiento de ningún otro accionista queposea más del 5% de nuestras acciones ordinarias.AccionistaAccionesOrdinarias %AccionesPreferidas % Total Acciones %Gobierno brasileño..................................... 2.826.516.456 55,7 — — 2.826.516.456 32,2BNDES Participações S.A.—BNDESPar........ 94.492.328 1,9 574.047.334 15,5 668.539.662 7,6Otras entidades brasileñas del sector3.460.280 0,1 1.515.416 0,04 4.975.696 0,1públicoTodos los consejeros y principalesejecutivos como grupo (15 personas) ... 19.787 — 54.416 — 74.203 —Otros .......................................................... 2.148.858.493 42,3 3.125.112.230 84,5 5.273.970.723 60,1Total ........................................................... 5.073.347.344 100,0 3.700.729.396 100,0 8.774.076.740 100,0Al 30 de abril de 2009, aproximadamente el34,74% de nuestras acciones preferidas yaproximadamente el 27,12% de nuestras accionesordinarias estaban registradas en los Estados Unidosdirectamente o en la forma de American DepositaryShares (ADS). Al 30 de abril de 2009, había en losEstados Unidos aproximadamente 642.752.920tenedores de registro de acciones preferidas oAmerican Depositary Shares representativas deacciones preferidas, y aproximadamente688.049.314 tenedores de registro de accionesordinarias o American Depositary Sharesrepresentativas de acciones ordinarias. La relaciónADR/acciones ordinarias y preferidas es de dosacciones por ADR. Esta relación cambió comoconsecuencia de la división de acciones vigente apartir del 2 de julio de 2007.PifCoAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong> el capital dePifCo estaba compuesto por 300.050.000 accionesordinarias de un valor nominal de U$S1 cada una.<strong>Petrobras</strong> es titular de todas las acciones de PifCoemitidas y en circulación.Operaciones de <strong>Petrobras</strong> con Partes RelacionadasConsejo de AdministraciónLas operaciones directas con Consejeros oejecutivos de la Compañía que tengan interesesestán sujetas a la aprobación del Consejo deAdministración y deben realizarse conforme a lascondiciones establecidas para operaciones entrepartes independientes y las prácticas de mercado129
que rigen las operaciones con terceros. Ningúnmiembro del Consejo de Administración, ejecutivosni sus familiares directos ha tenido participacióndirecta en ninguna operación que hemos realizadoque sea o haya sido, por su naturaleza, condicioneso importancia, inusual para nuestro negocio duranteel corriente ejercicio ni durante los tres ejerciciosinmediatamente anteriores ni durante ningún otroejercicio previo, cuya consumación se encuentre dealgún modo pendiente o no haya tenido lugar.Además no hemos participado en ningunaoperación con partes relacionadas que sea o hayasido, por su naturaleza o condiciones, inusual paranuestro negocio durante el corriente ejercicio nidurante los tres ejercicios inmediatamenteanteriores, ni se propuso ninguna transacción deesa naturaleza que sea o pudiera ser significativapara nuestro negocio.No tenemos préstamos ni garantíaspendientes con los miembros de nuestro Consejo deAdministración, ni con nuestros ejecutivos ni susfamiliares directos.Para obtener información adicional enrelación con la participación accionaria de losmiembros del Consejo de Administración y susfamiliares directos, véase el Item 6. “Consejeros,Principales Ejecutivos y Empleados ‐Titularidad deAcciones”.Gobierno de Brasil y PetrosParticipamos en numerosas operaciones enel curso normal de los negocios con nuestroaccionista mayoritario, el gobierno de Brasil, y conotras empresas públicas, incluyendo la financiaciónpor parte del BNDES, la administración de activos,transacciones bancarias y otras transacciones con elBanco do Brasil S.A. Las transacciones con el Bancodo Brasil mencionadas precedentementeregistraron un saldo neto negativo de U$S1.543millones al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>. Véase la Nota23 a los estados contables consolidados auditadosde <strong>Petrobras</strong> al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, el valor acobrar (Cuenta Petróleo y Alcohol) al gobiernobrasileño, nuestro accionista mayoritario, era deU$S346 millones garantizado por una cuenta dedepósito bloqueada de U$S53 millones. Véase laNota 23 a los estados contables consolidadosauditados de <strong>Petrobras</strong> al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>.También mantenemos depósitosrestringidos efectuados por la Compañía queconstituyen una garantía de los procesos legales queinvolucran al gobierno de Brasil. Al 31 de diciembrede <strong>2008</strong>, estos depósitos ascendían a U$S677millones. Véase la Nota 23 a los estados contablesconsolidados auditados de <strong>Petrobras</strong> al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>.Además, de acuerdo con la legislaciónbrasileña se nos permite sólo invertir en títulosemitidos por el gobierno brasileño en el país. Estarestricción no se aplica a inversiones fuera de Brasil.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, el valor de estos títulospúblicos que adquirimos directamente y de loscuales somos titulares asciende a U$S3.172millones. Véase la Nota 23 a los estados contablesconsolidados auditados de <strong>Petrobras</strong> al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>.Para obtener información adicional sobrenuestras principales operaciones con partesrelacionadas, véase la Nota 23 a los estadoscontables consolidados auditados de <strong>Petrobras</strong> al 31de diciembre de <strong>2008</strong>.Operaciones de PifCo con Partes RelacionadasDado que PifCo es una subsidiariatotalmente controlada de <strong>Petrobras</strong>, PifCo realizanumerosas operaciones con <strong>Petrobras</strong> y con otrasafiliadas durante el curso normal de sus actividades.PifCo compra crudo y productos derivados delpetróleo a proveedores internacionales y losrevende a <strong>Petrobras</strong> en dólares y sobre la base depagos diferidos, a un precio que incluye una primapara compensar los costos de financiación de PifCo.PifCo también compra a <strong>Petrobras</strong> crudo yproductos derivados del petróleo y para venta fuerade Brasil. Prácticamente todos los ingresos de PifCoson generados por operaciones realizadas con<strong>Petrobras</strong>. Asimismo, PifCo vende y compra crudoy productos derivados del petróleo a terceros ypartes relacionadas, principalmente fuera de Brasil.Desde la creación de PifCo no ha existido niexisten operaciones significativas propuestas conninguno de los consejeros o ejecutivos de PifCo.PifCo no concede préstamos a sus consejeros ni asus ejecutivos.130
Las operaciones de PifCo con partes relacionadas generaron los siguientes saldos en <strong>2008</strong> y 2007:31 de diciembre de <strong>2008</strong> 31 de diciembre de 2007Activo Pasivo Activo Pasivo(en millones de U$S)ActivoCorriente:Cuentas a cobrar ........................................................................... 24.155 — 14.886 —Documentos a cobrar (1)............................................................... 1.152 — 9.673 —Títulos negociables ........................................................................ 2.599 — 408 —Pago anticipado de exportaciones................................................. 416 — 72 —Otros.............................................................................................. 2 — 1 —Otros no corrientes:Títulos negociables ........................................................................ 2.000 — 3.568 —Documentos a cobrar .................................................................... 412 — 280 —Pago anticipado de exportaciones................................................. 331 — 711 —PasivoCorriente:Cuentas comerciales a pagar.......................................................... — 1.712 — 1.686Documentos a pagar (1) ................................................................. — 25.353 — 23.978Otros............................................................................................... — — — —Deuda a largo plazo:Documentos a pagar (1) ............................................................... — — — —Total ....................................................................................................... 31.067 27.065 29.599 25.664Corriente ................................................................................................ 28.324 27.065 25.040 25.664A largo plazo........................................................................................... 2.743 — 4.559 —(1) Los documentos de PifCo a cobrar y a pagar a <strong>Petrobras</strong> en relación con la mayoría de los préstamos devengan intereses a la tasa LIBORmás el 3% anual.131
Las principales operaciones de PifCo con partes relacionadas son las siguientes:Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Ingresos Gastos Ingresos Gastos Ingresos Gastos(en millones de U$S)Ventas de crudo y productos derivados del petróleo yservicios<strong>Petrobras</strong> ...................................................... 19.040 12.231 — 9.730 —REFAP S.A...................................................... 2.709 1.744 — 1.484 —<strong>Petrobras</strong> America, Inc.—PAI........................ 128 391 — 2.968 —PESA.............................................................. 85 140 — 48 —<strong>Petrobras</strong> Bolivia........................................... — — — 6 —<strong>Petrobras</strong> Paraguay Distribución................... 18 13 — 1 —Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha..................... 984 — — — —PRSI Trading………………………………... 570 160 — — —PIB B.V. ......................................................... 205 — — — —Refinaria de Petróleo Ipiranga ...................... 24 — — — —Terminales Paraguayos ................................. 11 — — — —Brazil Japan Internacional ............................. 22 — — — —Otros............................................................. 2 — — — —Costo de ventas<strong>Petrobras</strong> ...................................................... — (11.660) (6.873) (6.044)<strong>Petrobras</strong> America, Inc.—PAI........................ — (225) — (14) — (227)Companhia MEGA S.A................................... — (539) — (487) — (506)PESA.............................................................. — (275) — (343) — (258)PIB B.V. ......................................................... — — — — — (14)PEBIS............................................................. — — — (61) — (226)REFAP............................................................ — (586) — (623) — (206)Ecuadortlc S.A. .............................................. — — — 2 — (253)<strong>Petrobras</strong> Colombia ...................................... — (407) — (347) — (271)Transportadora de Gas del Sur ..................... — (235) — — — —PRSI Trading………………………………... — (153) — — — —Refinaria Del Norte ....................................... — (71) — — — —Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha..................... — (58) — — — —<strong>Petrobras</strong> Nigeria.......................................... — (57) — — — —Otros............................................................. — (165) — (129) — (117)Gastos de comercialización y administración<strong>Petrobras</strong> ...................................................... — (294) (166) (177)Otros............................................................. — (48) — (16) — (13)Ingresos Financieros<strong>Petrobras</strong> ...................................................... 1.470 — 997 — 624 —REFAP S.A...................................................... 57 — 16 — 28 —Braspetro Oil Company—BOC....................... 4 — 7 — 5 —Braspetro Oil Services Company— Brasoil 1 — 3 — 2 —PIB B.V. ......................................................... 89 — 391 — 162 —PNBV............................................................. 14 — 194 — 118 —Agri Development B.V.—AGRI B.V. ............... 1 — 74 — 56 —Otros............................................................. 21 — 18 — 4 —Gastos Financieros<strong>Petrobras</strong> ...................................................... — (1.319) — (1.588) — (722)Otros............................................................. — (34) — — — —Total .................................................................. 25.455 (16.126) 16.379 (10.645) 15.236 (9.034)132
Item 8.Información FinancieraEstados Contables Consolidados de <strong>Petrobras</strong> yOtra Información FinancieraVéase el Item 18. “Estados Contables” e“Indice de los Estados Contables.”Estados Contables Consolidados de PifCo y OtraInformación FinancieraVéase el Item 18. “Estados Contables” e“Indice de los Estados Contables.”Procesos Legales<strong>Petrobras</strong>Actualmente estamos sujetos a numerosos procesos legales relacionados con demandas civiles, penales,administrativas, ambientales, laborales y fiscales. Varias disputas individuales detalladas a continuaciónrepresentan una parte significativa del total de demandas contra <strong>Petrobras</strong>. Nuestros estados contablesconsolidados auditados sólo incluyen previsiones por pérdidas y gastos probables y estimables en formarazonable en los que la Compañía puede incurrir en relación con litigios pendientes. Véase la Nota 19 a nuestrosestados contables consolidados auditados. En el siguiente cuadro se indican las previsiones financierasregistradas por tipo de demanda: (1)Previsiones al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007(en millones de U$S)Demandas laborales..................................................................................................................... 50 58Demandas fiscales........................................................................................................................ 81 149Demandas civiles.......................................................................................................................... 220 155Demandas comerciales y otras contingencias.............................................................................. 28 20Total ............................................................................................................................................. 379 382(1) Excluye previsiones por contingencias contractuales y determinaciones impositivas del Instituto Nacional do Seguro Social (INSS).Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, las demandascontra <strong>Petrobras</strong>, la compañía controlante,correspondían a aproximadamente el 29,1% deltotal de demandas contra la Compañía y los montospagados por la Compañía con respecto a demandaslegales contra <strong>Petrobras</strong> en los últimos cinco añospromediaron los U$S104 millones por año. Al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, el total de demandas contra laCompañía, excluidos los conflictos que se relacionancon demandas no monetarias o demandas difícilesde evaluar en la etapa actual de los procesos,representaba aproximadamente U$S18.600millones.A continuación se describen las demandasmás importantes contra <strong>Petrobras</strong>:Demandas CivilesEl 23 de noviembre de 1992, Porto SeguroImóveis Ltda., un accionista minoritario dePetroquisa, inició una acción en representación dePetroquisa (una acción entablada por un accionistadestinada a hacer valer un derecho de la sociedad)contra <strong>Petrobras</strong> por supuestas pérdidas sufridascomo resultado de la venta de la participaciónaccionaria de Petroquisa en varias empresaspetroquímicas incluidas en el Programa Nacional dePrivatización (Programa Nacional deDesestatização). La parte demandante en el juicioexige a <strong>Petrobras</strong>, en carácter de accionistamayoritario de Petroquisa, reintegrar los daños yperjuicios producidos al patrimonio de Petroquisa,debido a que <strong>Petrobras</strong> aprobó el precio mínimo deventa correspondiente a las empresas privatizadas.El 14 de enero de 1997, una sentencia inicial declaróresponsable a <strong>Petrobras</strong> ante Petroquisa por dañosy perjuicios por un monto equivalente a U$S3.406millones. Además, se exigió a <strong>Petrobras</strong> abonar aldemandante un 5% del monto de indemnización enconcepto de prima como así también honorarios deabogados equivalentes al 20% de dicho monto. En2006, compramos la totalidad de la participación133
minoritaria de Petroquisa, y actualmente somostitulares del 100% del capital accionario dePetroquisa. <strong>Petrobras</strong> apeló y logró la anulación dela sentencia, pero en virtud de una apelaciónsubsiguiente presentada el 30 de marzo de 2004, seexigió a <strong>Petrobras</strong> indemnizar a Petroquisa y PortoSeguro por el monto de U$S2.359 millones yU$S590 millones, respectivamente (éste últimomonto representando 5% de prima y 20% dehonorarios de abogados).En caso de no revertirse la sentencia, laindemnización que se estima debe pagarse aPetroquisa, incluyendo ajustes monetarios eintereses, ascendería a U$S5.854 millones. Sinembargo, dado que <strong>Petrobras</strong> es titular del 100%del capital accionario de Petroquisa, la obligaciónreal de <strong>Petrobras</strong> frente a Petroquisa sería deaproximadamente U$S3.863 millones. Asimismo,<strong>Petrobras</strong> deberá pagar U$S293 millones a PortoSeguro y U$S1.171 millones de honorarios deabogados en caso de no revertirse la sentencia.Para obtener mayor información en relación conesta demanda, véase la Nota 19(a) a los estadoscontables consolidados auditados de <strong>Petrobras</strong> al31 de diciembre de <strong>2008</strong>.En 1981, Kallium Mineração S.A. inició unaacción contra Companhia de Pesquisa de RecursosMinerais—CPRM en virtud de la cual reclamaba unaindemnización por daños de aproximadamenteU$S450 millones en relación con la resoluciónanticipada del contrato para la exploración de unamina de sal de potasio muy grande en Sergipe.CPRM resolvió el contrato cuando el gobiernobrasileño, que previamente había otorgado a CPRMel derecho a desarrollar un proyecto de exploraciónde la mina de sal de potasio, canceló la concesión aCPRM y la transfirió a nuestra ex subsidiariaPetromisa. Como consecuencia de ello, CPRMconstituyó a <strong>Petrobras</strong> y al Gobierno brasileño enco‐demandados de la causa. En 1999, a pesar derechazar la mayoría de los reclamos presentadospor Kallium, el Tribunal exigió a <strong>Petrobras</strong>indemnizar a Kallium en relación con los gastos deinvestigación y exploración incurridos por ésta porel monto de aproximadamente U$S1 millón.<strong>Petrobras</strong> y Kallium apelaron la decisión y están a laespera de la sentencia. El monto total deindemnización por daños que resulte pagaderoestará sujeto a un ajuste monetario e intereses del6% calculados a la fecha de inicio de la acción.Varios individuos han iniciado acción civilpública (ação popular) contra <strong>Petrobras</strong>, Repsol‐YPFy el gobierno brasileño en virtud de la cualreclamaban volver atrás el canje realizado en 2001de algunos de nuestros activos operativos en Brasilpor algunos activos operativos de YPF en Argentina.Los demandantes sostienen que los activoscanjeados no fueron valuados en forma apropiada yque, por lo tanto, la transacción no fue realizadateniendo en cuenta nuestros mejores intereses. En2002, el Tribunal dictó a favor de los demandantesuna medida de carácter restrictivo, prohibitivo ocompulsivo (injunction), que posteriormente fuesuspendida por la Corte Suprema de Justicia deBrasil. Posteriormente, la acción se resolvió anuestro favor y las demás partes apelaron. Estamosa la espera de una resolución final en cuanto alfondo de la cuestión.El 18 de enero de 2000 se produjo la roturade un oleoducto que conectaba una de nuestrasterminales con una refinería en la Bahía deGuanabara causando el derrame deaproximadamente 341.000 galones de petróleocrudo en la Bahía. Se tomaron las medidasnecesarias para controlar el derrame con el fin deevitar que el petróleo amenazara otras áreas. Comoresultado de ese derrame, se iniciaron diversasdemandas por daños por parte de pescadores delEstado de Rio de Janeiro, por un monto total deaproximadamente R$52 millones. Asimismo, laFederación de Pescadores del Estado de Rio deJaneiro inició una demanda contra <strong>Petrobras</strong> envirtud de la cual reclamaba una indemnización pordaños de aproximadamente R$537 millones. En2002, el juez que entiende en la causa decidió quelos daños reclamados eran válidos, pero no por elmonto reclamado. Ambas partes apelaron estadecisión, y posteriormente en 2002, la Cámara deApelaciones del Estado de Rio de Janeiro rechazó laapelación presentada por el demandante ydesestimó numerosas demandas, incluyendo lasdemandas presentadas por los pescadores que yahabían llegado a un acuerdo con respecto a susreclamos presentados contra <strong>Petrobras</strong> o que yahabían iniciado demandas individuales, y tambiéncon respecto a otros pescadores. Ambas partespresentaron nuevas apelaciones (agravos deinstrumento) en 2003 al Superior Tribunal de Justiça(STJ) y a la STF, respectivamente, pero las mismasfueron rechazadas. El 2 de febrero de 2007, el juezque inicialmente entendió en la causa publicó unadecisión que revocaba la decisión de la Cámara de134
Apelaciones y que aceptaba en forma parcial elinforme del perito del tribunal que definió elperíodo durante el cual la Bahía de Guanabara severía afectada por el derrame. Dado que el montode daños y perjuicios correspondiente a cadapescador afectado es el mismo, esta decisiónrepresentó un monto total de R$1.102 milloneshasta diciembre de 2005 (sin intereses eindemnización monetaria con posterioridad a dichafecha). <strong>Petrobras</strong> apeló esta decisión y la apelaciónfue rechazada en julio de 2007. Se hizo lugar a unaapelación presentada por la Federación dePescadores del Estado de Rio de Janeiro y, comoresultado de ello, el número de pescadores conderecho a recibir la indemnización por daños yperjuicios se incrementó de 12.000 a 20.000.<strong>Petrobras</strong> apeló ambas sentencias ante el SuperiorTribunal de Justicia (STJ).Demandas FiscalesLa Dirección Impositiva de Brasil notificó a<strong>Petrobras</strong> cuatro determinaciones impositivasrelacionadas con retenciones (IRRF) que consideranque <strong>Petrobras</strong> debería haber pagado. Dosdeterminaciones corresponden a pagos queefectuamos para la compra de petróleo importado ylas otras dos están relacionadas con el fletamentode buques con plataforma móvil. El 8 de mayo de<strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> inició una acción en relación conuna de las dos determinaciones impositivasrelacionadas con los pagos por fletamentos debuques, y el tribunal dictó una medida de carácterrestrictivo, prohibitivo o compulsivo (injunctiverelief) en virtud de la cual se suspendió la retenciónhasta que se dicte sentencia definitiva. Al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, el monto total de estas cuatrodeterminaciones impositivas ascendía aaproximadamente R$5.092 millones(aproximadamente U$S2.179 millones). Hemosimpugnado las cuatro determinaciones y hemosapelado las mismas ante un tribunal administrativo.En caso de ser necesario, iniciaremos acciones anivel de la justicia federal.<strong>Petrobras</strong> vendió nafta importada para laproducción de materias primas de petroquímica yno para la producción de gasolina o diesel. En 2006,la Dirección Impositiva de Brasil presentó unadeterminación impositiva (auto de infração) contra<strong>Petrobras</strong> en relación con el pago del CIDE (unimpuesto al consumo aplicado a la venta eimportación de petróleo crudo, productos derivadosdel petróleo y productos de gas natural), alegandoque <strong>Petrobras</strong> no demostró que la nafta no seutilizaba para producir gasolina o diesel. Dado quepresentamos pruebas de que la nafta se utilizóexclusivamente en actividades petroquímicas,consideramos que estas importaciones no estánsujetas al pago de impuestos. La determinaciónimpositiva ha sido sometida a revisión ycontinuaremos apelando a nivel administrativofederal y posteriormente a nivel de la justiciafederal, si fuera necesario. Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong>, la exposición máxima de <strong>Petrobras</strong> en estacuestión, incluyendo reexpresión monetaria, era deR$1.421 millones (U$S608 millones).<strong>Petrobras</strong> se vio obligada a vender susproductos a distribuidores de combustibles libre deCIDE (un impuesto al consumo) como resultado delas decisiones judiciales obtenidas por losdistribuidores contra el gobierno federal de Brasil.Las decisiones judiciales fueron revocadas y en2007, el gobierno federal de Brasil inició unprocedimiento administrativo contra <strong>Petrobras</strong> pararecuperar el CIDE no pagado. Hemos presentadouna apelación en vista de la primera decisiónadministrativa desfavorable. Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong>, la exposición máxima de <strong>Petrobras</strong> en estacuestión, incluyendo reexpresión monetaria, era deR$1.107 millones (U$S474 millones).Demandas AmbientalesEn el período 2004‐<strong>2008</strong>, ocurrieron variosaccidentes, algunos de los cuales causaronderrames de petróleo significativos: 115.179galones en <strong>2008</strong>, 101.970 galones en 2007, 77.402galones en 2006, 71.141 galones en 2005 y 140.000galones en 2004. Asimismo, en el período 2000‐2002, ocurrieron accidentes que dieron lugar ainvestigaciones y procesos administrativos, civiles ypenales, algunos de los cuales no han concluido, ylos más significativos de los cuales se indican acontinuación. No podemos predecir si se iniciaránnuevos juicios como consecuencia de esosaccidentes ni si dichos procesos adicionales tendránun efecto adverso significativo para <strong>Petrobras</strong>.Véase la Nota 19 a los estados contablesconsolidados auditados de <strong>Petrobras</strong>.Derrame de enero de 2000—Bahía deGuanabaraEl 18 de enero del 2000 se produjo larotura de un oleoducto que conectaba una de135
nuestras terminales con una refinería en la Bahía deGuanabara, provocando el derrame deaproximadamente 341.000 galones de fuel oil en laBahía. <strong>Petrobras</strong> se ocupó de controlar el derrame yevitar que el petróleo amenazara otras áreas.Invertimos aproximadamente R$104 millones entrabajos de limpieza general y multas impuestas porel organismo nacional de protección ambiental(IBAMA) en relación con el derrame y hemos sidoobjeto de varios procesos legales comoconsecuencia del mismo.Derrame de julio de 2000 —CuritibaEl 16 de julio de 2000 se produjo la roturadel oleoducto Santa‐Catarina/Paraná en nuestrarefinería Presidente Getúlio Vargas, ubicada aaproximadamente 15 millas (24 kilómetros) deCuritiba, capital del Estado de Paraná, provocandoel derrame de aproximadamente 1,06 millones degalones de petróleo crudo en el área. Se invirtieronaproximadamente R$74 millones en trabajos delimpieza general y multas impuestas por lasautoridades del Estado de Paraná. Además, enrelación con este derrame:• IBAMA impuso multas a <strong>Petrobras</strong>por R$168 millones, que hemosimpugnado;• Se iniciaron contra <strong>Petrobras</strong> tresacciones civiles, siendo la másimportante una acción civil iniciada el1º de enero de 2001 por el MinisterioPúblico Federal y por el MinisterioPúblico del Estado de Paraná en virtudde la cual se reclamaron daños yperjuicios por aproximadamenteR$2.300 millones. Actualmente, estejuicio está a la espera de los resultadosde una prueba pericial (prova pericial);y• el Ministerio Público Federal inició unaacción penal contra nosotros, contranuestro ex Presidente y contra nuestroex Gerente de la Refinería REPAR. Nose ha hecho a lugar esta acción conrespecto a nuestro ex Presidente y lamisma se ha suspendido, estandopendiente la apelación, con respecto a<strong>Petrobras</strong> y al ex Gerente de laRefinería REPAR.Derrame de febrero de 2001 — Rios delEstado de ParanáEl 16 de febrero de 2001 nuestro oleoductoAraucária‐Paranaguá se rompió como resultado deun movimiento inusual del suelo y se derramaronaproximadamente 15.059 galones de fuel oil endiversos ríos del Estado de Paraná. En cuatro díasrealizamos los trabajos de limpieza en la superficiede los ríos, recuperando aproximadamente 13.738galones de fuel oil. Como resultado del accidente:• el Instituto Ambiental do Paraná (IAP)nos impuso una multa deaproximadamente R$150 millones, queposteriormente fue reducida a R$90millones, la cual hemos impugnado; y• el Ministerio Público Federal y elMinisterio Público del Estado deParaná iniciaron una acción civilpública contra <strong>Petrobras</strong> reclamandodaños y perjuicios poraproximadamente R$3.700 millones.Además, el IAP inició una acción declase (class action) por daños yperjuicios por el monto de R$150millones. Ambas acciones han sidosuspendidas debido a un conflicto dejurisdicción entre los tribunalesestaduales y federales. Estos juicios seencuentran pendientes de apelación.Explosión de gas y derrame ‐ Marzo de2001— Yacimiento RoncadorEl 15 de marzo de 2001 una explosión degas dentro de una de las columnas de la plataformade producción P‐36 ubicada en el yacimientoRoncador (a 75 millas de la costa brasileña) provocóla muerte de 11 empleados y el eventualhundimiento de la plataforma. El accidente tambiéncausó el derrame de 396.300 galones de diesel ypetróleo al océano. Como resultado del accidente:• el Ministerio Público Federal presentóuna demanda reclamando el pago deR$100 millones por dañosambientales, entre otros reclamos.<strong>Petrobras</strong> opuso una excepción adichas demandas y en la actualidadestá a la espera de una decisión en talsentido; e136
• IBAMA impuso multas a <strong>Petrobras</strong> poraproximadamente R$7 millones.Hemos impugnado dichas multas através de procesos administrativos.Uno de estos procesos ha concluido yla multa (por un monto de R$2millones) ha sido ratificada por IBAMA.<strong>Petrobras</strong> inició una acción para anularla decisión administrativa en virtud dela cual se ratificó la multa de R$2millones. Aún no se ha dictadosentencia en el otro procesoadministrativo.Accidente en FPSO en octubre de 2002El 13 de octubre de 2002 un corte deenergía en la FPSO P‐34 ubicada en los yacimientosde Barracuda‐Caratinga afectó el sistema de balancehídrico del buque causando la inclinación de laFPSO. Cuatro días después, se había restablecido laestabilidad del buque sin registrarse víctimas niderrames de petróleo en el mar. Como resultado dela investigación sobre ese accidente, seincorporaron diversas medidas a nuestro Programade Excelencia Operativa o PEO para preveniraccidentes similares. En relación con el accidente,también celebramos con IBAMA un Acuerdo deAjuste de Conducta, con el objeto de llevar a cabociertas acciones en la Cuenca Campos para reducirel riesgo de daño ambiental. El Ministerio PúblicoFederal impugnó la validez del Acuerdo de Ajuste deConducta en 2003 e intentó evitar que IBAMAotorgara a <strong>Petrobras</strong> licencias para nuestrasplataformas ubicadas en la Cuenca Campos. Eltribunal dictó sentencia a favor de <strong>Petrobras</strong>, quefue apelada por el Ministerio Público Federal. ElTribunal resolvió parcialmente la apelación a favordel Ministerio Público Federal. <strong>Petrobras</strong> impugnó ladecisión y está a la espera de la sentencia.Perforaciones en la Cuenca CamposEl 3 de febrero de 2006, IBAMA impuso unamulta a <strong>Petrobras</strong> por el monto ajustado de R$122,9millones por la supuesta violación del Acuerdo deAjuste de Conducta celebrado el 11 de agosto de2004 entre <strong>Petrobras</strong> e IBAMA en relación conactividades de perforación en la Cuenca Campos.<strong>Petrobras</strong> impugnó la multa a través de un procesoadministrativo. Consideramos que la perforaciónrealizada por <strong>Petrobras</strong> en la costa brasileña,incluyendo la perforación en la Cuenca Campos, eslegítima en virtud de la licencia de perforaciónanterior de IBAMA, el Decreto del Gobierno Federalemitido el 9 de diciembre de 2002, y el Acuerdo deAjuste de Conducta celebrado el 11 de agosto de2004, que aún se encuentra vigente.ContaminaciónEl 15 de enero de 1986 el MinisterioPúblico del Estado de São Paulo y la Unión deDefensores de la Tierra, presentaron una acción civilpública contra <strong>Petrobras</strong> y 23 empresas más ante elTribunal del Estado de São Paulo por supuestosdaños causados por contaminación. Esta causa seencuentra en la etapa de prueba. El montoreclamado en el escrito inicial presentado alTribunal asciende a R$4.217, pero es difícil estimarlos daños reales que podrían ser calculados por elTribunal. El Ministerio Público del Estado de SãoPaulo ha declarado públicamente que senecesitarán finalmente U$S800 millones parasubsanar el supuesto daño ambiental. El Tribunal senegó a declarar solidariamente responsables a losdemandados y consideramos que será difícildeterminar el daño ambiental atribuible a cada unode ellos.PifCoNo existen litigios ni procesos públicospendientes o que, a saber de PifCo, intenteniniciarse contra PifCo o alguna de las subsidiariasque, en el caso de un fallo adverso, tendrían unefecto significativo sobre la situación financiera o larentabilidad de la empresa.137
Distribución de Dividendos<strong>Petrobras</strong>A continuación se describe el pago de dividendos por parte de <strong>Petrobras</strong> durante los últimos cincoejercicios, incluyendo montos pagados en la forma de intereses sobre el capital.Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006 2005 2004(en millones de U$S)Dividendos pagados a accionistas ................................................. 4.343 3.860 3.144 2.104 1.785Dividendos pagados a participaciones minoritarias ...................... 404 143 69 6 244.747 4.003 3.213 2.110 1.809En relación con la política de distribuciónde dividendos mínimos establecida en la Ley deSociedades brasileña, véase el Item 10 “InformaciónAdicional ‐ Acta Constitutiva y Estatutos de<strong>Petrobras</strong> ‐ Pago de Dividendos e Intereses sobre elCapital” y el Item 10 “Información Adicional ‐ ActaConstitutiva y Estatutos de <strong>Petrobras</strong> ‐ DistribuciónObligatoria”. <strong>Petrobras</strong> puede modificar la políticade dividendos en cualquier momento dentro de loslímites establecidos por la legislación brasileña.PifCoPara obtener información adicional sobrela política de distribución de dividendos de PifCo,véase el Item 10 “Información Adicional ‐ ActaConstitutiva y Estatutos de PifCo—Dividendos.”Item 9.<strong>Petrobras</strong>MercadosOferta y Cotización en BolsaNuestras acciones y ADSs cotizan en los siguientes mercados:Acciones Ordinarias ........... Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa)— São Paulo (PETR3); Mercado de ValoresLatinoamericanos en Euros (Latibex)—Madrid, España (XPBR)Acciones Preferidas ........... Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa)— São Paulo (PETR4); Mercado de ValoresLatinoamericanos en Euros (Latibex)—Madrid, España (XPBRA)ADSs representativas deAcciones Ordinarias ...........ADSs representativas deAcciones Preferidas ...........Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)—Nueva York (PBR)Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)—Nueva York (PBRA)Acciones Ordinarias ........... Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA)—Buenos Aires, Argentina (APBR)Acciones Preferidas ........... Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA)—Buenos Aires, Argentina (APBRA)Nuestras acciones ordinarias y preferidasse negocian en la Bolsa de Valores de São Paulodesde 1968. Nuestras ADSs que representan dosacciones ordinarias y nuestras ADSs querepresentan dos acciones preferidas se negocian enla Bolsa de Valores de Nueva York desde 2000 y2001, respectivamente. JPMorgan Chase Bank, N.A.actúa como depositario de las ADSs querepresentan acciones ordinarias y preferidas. Enmarzo de <strong>2008</strong>, los accionistas de <strong>Petrobras</strong>aprobaron la división dos por una de nuestrasacciones ordinarias y preferidas que se negocian enla Bolsa de Valores de São Paulo, y nuestras ADSsque representan acciones ordinarias y preferidasque se negocian en la Bolsa de Valores de NuevaYork. La división de acciones entró en vigencia el 28de abril de <strong>2008</strong> en la Bolsa de Valores de São Pauloy el 8 de mayo de <strong>2008</strong> en la Bolsa de Valores deNueva York. La división de acciones de dos por una138
no afectó la relación ADSs/acciones subyacentes de<strong>Petrobras</strong>.Nuestras acciones ordinarias y preferidasse negocian en LATIBEX desde 2002. LATIBEX es unmercado electrónico creado en 1999 por la Bolsa deMadrid con el propósito de permitir la negociaciónde títulos latinoamericanos denominados en Euros.Nuestras acciones ordinarias y preferidasse negocian en la Bolsa de Comercio de BuenosAires desde el 27 de abril de 2006.139
mismas. Las Obligaciones Senior de PifCo cotizan enla Bolsa de Valores de Luxemburgo. LasObligaciones Globales de PifCo con vencimiento en2016, 2018 y 2019 se encuentran registradas en laBolsa de Valores de Nueva York. Los demás títulosde deuda de PifCo no se han cotizado en ningunabolsa.Item 10. Información AdicionalActa Constitutiva y Estatutos de <strong>Petrobras</strong>Información General<strong>Petrobras</strong> es una compañía cuyas accionescotizan en bolsa y está debidamente inscripta en laCVM bajo el Nº 951‐2. En el Artículo 3 de losEstatutos se establece nuestro objeto social quecomprende la investigación, prospección,extracción, procesamiento, comercialización ytransporte de petróleo crudo de los pozos, deesquistos y otros tipos de rocas, de sus derivados,de gas natural y otros hidrocarburos, así como otrasactividades relacionadas o similares tales comoactividades asociadas con la energía, incluyendoinvestigación, desarrollo, producción, transporte,distribución, venta y comercialización de todas lasformas de energía, así como también otrasactividades relacionadas o similares. <strong>Petrobras</strong>puede llevar a cabo fuera de Brasil, directamente oa través de sus subsidiarias, cualquiera de lasactividades descriptas en el objeto social.Requisitos de los ConsejerosLa ley brasileña establece que el Consejode Administración sólo puede estar compuesto poraccionistas de la empresa, pero no establece unatenencia mínima de acciones ni requisitos deresidencia para desempeñarse como Director. Losmiembros del Comité Ejecutivo deberán serciudadanos brasileños y residir en Brasil. Losconsejeros y ejecutivos no pueden votar respectode ninguna transacción que involucre a lascompañías en las que los mismos sean titulares demás del 10% del total del capital accionario o en lasque hayan desempeñado funciones ejecutivas en elperíodo inmediatamente anterior a haber asumidoel cargo. De acuerdo con los Estatutos, losaccionistas fijan la remuneración total a pagar a losconsejeros y ejecutivos. El Consejo deAdministración distribuye la remuneración entre susmiembros y los ejecutivos.Distribución de UtilidadesEn cada Asamblea General de Accionistas elConsejo de Administración debe recomendar elmodo de distribución de la utilidad netacorrespondiente al ejercicio anterior. La Ley deSociedades de Brasil define a la utilidad neta comoganancias netas después de impuestos a lasganancias y cargas sociales correspondientes adicho ejercicio, neto de pérdidas acumuladas deejercicios anteriores y los montos asignados a laparticipación de los empleados y ejecutivos en lasganancias. De acuerdo con la Ley de Sociedades deBrasil, los montos disponibles para la distribución dedividendos o el pago de intereses sobre el capitalson equivalentes a la utilidad neta menos el montoasignado a la reserva legal.Debemos mantener una reserva legal a laque se debe asignar el 5% de las utilidades netascorrespondientes a cada ejercicio hasta alcanzar el20% del capital integrado. Sin embargo, no estamosobligados a realizar asignaciones a la reserva legalen un ejercicio en el que la reserva legal, sumada alas demás reservas de capital establecidas, exceda el30% de nuestro capital. La reserva legal puedeutilizarse solamente para compensar pérdidas oaumentar el capital.Siempre que la Compañía esté encondiciones de realizar la distribución mínimaobligatoria descripta a continuación, se debe asignarun monto equivalente al 0,5% del capital suscripto ytotalmente integrado al cierre del ejercicio a unareserva dispuesta por ley. La reserva se utiliza parafinanciar los costos de programas de investigación yde desarrollo tecnológico. El saldo acumulado deesta reserva no puede exceder el 5% del capitalaccionario suscripto y totalmente integrado.La ley brasileña también dispone tresasignaciones discrecionales de la utilidad neta queestán sujetas a aprobación de los accionistas en laAsamblea Anual de Accionistas, según se indica acontinuación:• en primer lugar, podrá asignarse unporcentaje de la utilidad neta a unareserva para contingencias en relacióncon pérdidas previstas que seconsideren probables en futurosejercicios. Todo monto asignado deeste modo en un ejercicio anteriordeberá desafectarse en el ejercicio en141
las ganancias y luego de considerar deducciones porcargas sociales sobre la utilidad neta)correspondiente al período con respecto al cual serealiza el pago; o• el 50% de las ganancias no distribuidas.El pago de intereses sobre el capital a lostenedores de ADSs o acciones ordinarias, sean o noresidentes en Brasil, está sujeto a retencionesimpositivas en origen a una tasa del 15% o 25%. Latasa del 25% se aplica si el beneficiario es residenteen un paraíso fiscal. Véase “Impuestos relativos anuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas —Consideraciones sobre Impuestos Brasileños.” Elmonto pagado a los accionistas por interesesatribuidos al capital, neto de retencionesimpositivas, puede incluirse como parte de ladistribución obligatoria de dividendos. Según loestablecido en la Ley de Sociedades de Brasil, laCompañía está obligada a distribuir entre losaccionistas un monto suficiente que garantice que elmonto neto recibido, una vez pagadas lasretenciones impositivas en origen aplicables conrespecto a la distribución de intereses sobre elcapital, sea como mínimo equivalente a losdividendos obligatorios.Según lo establecido en la Ley deSociedades de Brasil y en nuestros Estatutos, losdividendos generalmente deben pagarse dentro delos 60 días posteriores a la fecha de declaración dedividendos, a menos que los accionistas apruebenuna resolución que establezca una nueva fecha depago, que, en ambos casos, debe ser anterior alcierre del ejercicio en el cual se declararondividendos. Los montos de los dividendosadeudados a nuestros accionistas están sujetos acargos financieros actualizados a la tasa SELIC (tasade interés aplicable a determinados títulos públicosbrasileños) a partir del cierre de cada ejercicio hastala fecha de efectivo pago de dividendos. Losaccionistas tienen un período de tres años contadoa partir de la fecha de pago de dividendos parareclamar los dividendos o los pagos de intereses conrespecto a sus acciones, después del cual el montode los dividendos no reclamados volverá a laCompañía.Los titulares de acciones preferidas tienenprioridad en la distribución equivalente al montomayor entre: el 5% de su participación proporcionalen el capital integrado o el 3% del valor libro de susacciones con una participación equivalente a lasacciones ordinarias en los aumentos del capitalsocial obtenidos a partir de la incorporación dereservas y ganancias.Nuestro Consejo de Administración puededistribuir dividendos o pagar intereses en base a lasganancias declaradas en los estados contablesintermedios. El monto de dichos dividendosdistribuidos no puede exceder el monto de nuestrasreservas de capital.Asamblea de AccionistasLos accionistas, a través del voto en laasamblea, tienen la facultad de decidir sobrecuestiones relacionadas con el objeto social y deaprobar las resoluciones que consideren necesariaspara nuestra protección y desarrollo.La convocatoria a asamblea de accionistasse realiza mediante la publicación de un edicto en elDiário Oficial da União (Boletín Oficial), Jornal doComércio, Gazeta Mercantil y Valor Econômico. Laconvocatoria debe publicarse por lo menos tresveces y con un mínimo de 15 días de antelaciónrespecto de la fecha prevista para la asamblea. Laconvocatoria debe incluir el orden del día de laasamblea y, en el caso de proponerse una reforma alos Estatutos, una indicación del contenido de lamisma. En el caso de los titulares de ADSs, eldepositario de ADSs deberá recibir la convocatoriacon un mínimo de 30 días calendarios de antelaciónrespecto de la asamblea de accionistas.El Consejo de Administración o, en algunoscasos específicos establecidos en la Ley deSociedades de Brasil, los accionistas, convocan lasAsambleas Generales de Accionistas. Un accionistapuede estar representado en una Asamblea Generalde Accionistas por un apoderado, siempre que éstehaya sido designado dentro del año de celebraciónde la asamblea. El apoderado debe ser unaccionista, un miembro de la Dirección, un abogadoo una entidad financiera. El poder otorgado alapoderado deberá cumplir con ciertas formalidadesestablecidas por la ley brasileña.Para la adopción de una resolución en laAsamblea de Accionistas, los accionistas querepresenten al menos un cuarto de nuestrasacciones ordinarias emitidas y en circulación debenestar presentes en la asamblea. Sin embargo, en el143
caso de una asamblea general para reformar losEstatutos, deberán estar presentes los accionistasque representan al menos dos tercios de lasacciones ordinarias emitidas y en circulación. Encaso de no constituirse el quórum, el Consejo puedeconvocar una segunda asamblea mediantenotificación enviada con un mínimo de ocho díascalendarios de antelación respecto de la fechaprevista para la asamblea de acuerdo con lasnormas de publicación anteriormente descriptas.Los requisitos de quórum no se aplican a la segundaasamblea, sujeto a los requisitos de votación paradeterminadas cuestiones descriptas a continuación.Derecho a VotoDe acuerdo con la Ley de Sociedades deBrasil y nuestros Estatutos, cada una de nuestrasacciones ordinarias tiene derecho a voto en laAsamblea General de Accionistas. Conforme a loestablecido por ley, el gobierno brasileño debe sertitular de al menos la mayoría de nuestras accionescon derecho a voto. Conforme a nuestros Estatutos,nuestras acciones preferidas, en general, noconfieren derecho a voto.Los titulares de acciones ordinarias quevotan en la Asamblea General de Accionistas tienenla facultad exclusiva de:• reformar los Estatutos;• aprobar aumentos de capital porencima del monto de capitalautorizado;• aprobar reducciones de capital;• elegir o remover miembros delConsejo de Administración y delConsejo Fiscal, sujeto al derecho denuestros accionistas titulares deacciones preferidas de elegir oremover uno de los miembros delConsejo de Administración y de elegirun miembro del Consejo Fiscal;• recibir los estados contables anualespreparados por la Dirección y aceptaro rechazar los estados contables,incluyendo la asignación de la utilidadneta para el pago de dividendosobligatorios y la asignación a lasdistintas cuentas de reserva;• autorizar la emisión de debenturesexcepto la emisión de debentures singarantía y no convertibles en acciones,que podrá ser aprobada por el Consejode Administración;• suspender los derechos de losaccionistas que no hayan cumplido conlas obligaciones impuestas por ley o losEstatutos;• aceptar o rechazar la valuación de losactivos aportados por un accionistacomo contraprestación por la emisiónde acciones;• dictar resoluciones para aprobarreestructuraciones societarias, talescomo fusión, escisión y transformaciónen otra clase de sociedad;• participar de un grupo de empresascentralizado;• aprobar la transferencia del control delas subsidiarias;• aprobar la venta de debenturesconvertibles emitidos por nuestrassubsidiarias y pertenecientes a laCompañía;• establecer la remuneración de losprincipales ejecutivos;• aprobar la cancelación de nuestroregistro como sociedad que cotiza enbolsa;• decidir sobre la disolución oliquidación de la Compañía;• renunciar al derecho de suscripción deacciones o debentures convertiblesemitidos por nuestras subsidiarias oafiliadas; y• seleccionar una empresa especializadapara llevar a cabo la valuación de144
nuestras acciones, en los casos decancelación de nuestro registro comosociedad que cotiza en bolsa o deincumplimiento de las normasestándar de gobierno corporativodefinidas por una bolsa de valores ouna entidad a cargo delmantenimiento de un mercadoextrabursátil organizado registrado enla CVM, con el fin de cumplir condichas normas de gobierno corporativoy con los contratos que puedancelebrarse entre <strong>Petrobras</strong> y dichasentidades.Salvo disposición en contrario establecidapor ley, las resoluciones de la Asamblea General deAccionistas se aprueban por una mayoría detitulares de acciones ordinarias en circulación. No setienen en cuenta las abstenciones.Se requerirá la aprobación de los titularesde al menos la mitad de las acciones ordinariasemitidas y en circulación en relación con lossiguientes asuntos:• reducción de la distribución obligatoriade dividendos;• fusión por absorción o propiamentedicha con otra empresa, sujeto a lascondiciones estipuladas en la Ley deSociedades de Brasil;• participación en un grupo de empresassujeto a las condiciones estipuladaspor la Ley de Sociedades de Brasil;• modificación del objeto social, la cualdebe estar precedida por una reformade los Estatutos en virtud de una leyfederal dado que somos una sociedadcontrolada por el gobierno y nuestroobjeto social está establecido por ley;• cesación del estado de liquidación;• escisión de una parte de la Compañía,sujeto a las condiciones estipuladas enla Ley de Sociedades de Brasil;• transferencia de todas nuestrasacciones a otra compañía oincorporación de las acciones de otracompañía con el propósito de convertira la sociedad cuyas acciones setransfieren, en una subsidiariatotalmente controlada de dichacompañía (incorporação de ações); y• aprobación de la liquidación de laCompañía.De acuerdo con la Ley de Sociedades deBrasil, si un accionista tiene un conflicto deintereses con la Compañía en relación con unatransacción propuesta, el accionista no podrá votaruna decisión relacionada con dicha transacción. Porejemplo, un accionista con intereses no puede votarpara aprobar la valuación de activos aportados pordicho accionista a cambio de capital o, cuando elaccionista es uno de los principales ejecutivos, paraaprobar el informe de la Dirección sobre los estadoscontables de la Compañía. Las transaccionesaprobadas por el voto de un accionista con conflictode intereses podrán ser anuladas y dicho accionistapodrá ser considerado responsable de los dañoscausados y podrá exigírsele devolver a la Compañíalas ganancias que pudiera haber obtenido comoresultado de la transacción.De acuerdo con la Ley de Sociedades deBrasil, los siguientes asuntos deberán someterse a laaprobación de los titulares de acciones preferidasen circulación que estén afectadas en forma adversaantes de someterse a la aprobación de al menos lamitad de los titulares de acciones ordinariasemitidas y en circulación:• creación de acciones preferidas oaumento de las clases existentes deacciones preferidas sin conservar lasproporciones de ninguna otra clase deacciones preferidas, salvo lo dispuestoo autorizado por los Estatutos de lasociedad;• modificación de las preferencias,privilegios, rescate o amortización decualquier clase de acciones preferidas;y145
• creación de una nueva clase deacciones preferidas con derecho acondiciones más favorables que lasclases existentes.Las decisiones respecto de nuestratransformación en otra clase de sociedad requierenla aprobación unánime de los accionistas,incluyendo los titulares de acciones preferidas, yuna reforma de los Estatutos según lo dispuesto enla ley federal.Los titulares de acciones preferidasadquirirán derecho a voto si no se paga el dividendomínimo que los titulares de dichas acciones tienenderecho a percibir durante tres ejerciciosconsecutivos. El derecho a voto continuará vigentehasta que se haga efectivo el pago. Los accionistastitulares de acciones preferidas también adquierenderecho a voto si la sociedad entra en un procesode liquidación.De conformidad con la Ley de Sociedadesde Brasil, los accionistas que representan al menosun 10% de las acciones con derecho a voto, tienenel derecho a exigir que se adopte un proceso devotación acumulativa en el que cada titular deacciones ordinarias tenga derecho a tantos votoscomo miembros tiene el Consejo de Administracióny en el que cada tenedor de acciones ordinariastenga derecho a votar en forma acumulativa porsolo un candidato o a distribuir sus votos entrevarios candidatos. Asimismo, los accionistasminoritarios titulares de al menos el 10% de lasacciones con derecho a voto también tienen elderecho de designar o remover un miembro delConsejo Fiscal.Los titulares de acciones preferidas querepresenten, individualmente o en grupo, el 10% denuestro capital total, tienen derecho a designar y/oremover un miembro del Consejo deAdministración. Los titulares de acciones preferidastienen derecho a designar en forma independienteun miembro del Consejo Fiscal.Los Estatutos establecen que,independientemente del ejercicio de los derechosarriba otorgados a los accionistas minoritarios através del proceso de votación acumulativa, elgobierno brasileño tiene siempre el derecho deelegir a la mayoría de nuestros consejeros.Derechos Preferentes de SuscripciónDe conformidad con la Ley de Sociedadesde Brasil, cada accionista tiene derechospreferentes de suscripción de acciones o títulosconvertibles en acciones en todo aumento decapital, en proporción al número de acciones de lasque sea titular. En el caso de un aumento de capitalque mantenga o aumente la proporción de capitalrepresentado por acciones preferidas, los titularesde acciones preferidas tendrán derechospreferentes de suscripción respecto de nuevasacciones preferidas solamente. En el caso de unaumento de capital que disminuya la proporción decapital representado por acciones preferidas, lostitulares de acciones preferidas tendrán derechospreferentes de suscripción respecto de nuevasacciones preferidas en proporción al número deacciones de las que sean titulares, y de accionesordinarias sólo en la medida que sea necesario paraevitar la dilución de su participación en el capitalsocial de la Compañía.Para ejercer este derecho se establece unperíodo mínimo de 30 días posteriores a lapublicación de la notificación de emisión de nuevasacciones o títulos convertibles en acciones, y dichoderecho es negociable. De acuerdo con losEstatutos, el Consejo de Administración podráeliminar los derechos preferentes de suscripción oreducir el período para su ejercicio en relación conun canje público que se realiza para adquirir elcontrol de otra compañía o en relación con unaoferta pública de acciones o de títulos convertiblesen acciones.En el caso de un aumento de capitalmediante la emisión de nuevas acciones, lostenedores de ADSs, de acciones ordinarias opreferidas tendrían, salvo en las circunstanciasdescriptas anteriormente, derechos preferentes desuscripción en relación con toda clase de accionesrecientemente emitidas. Sin embargo, no se podránejercer derechos preferentes de suscripción enrelación con acciones preferidas subyacentes a lasADSs, a menos que se encuentre vigente unadeclaración de registro en virtud de la Ley deTítulos‐Valores en relación con dichos derechos ouna exención de los requisitos de registro de la Leyde Títulos‐Valores. Véase el Item 3. “InformaciónClave ‐Factores de Riesgo ‐ Riesgos Relacionadoscon nuestras Acciones y Títulos de Deuda”.146
Rescate y Derechos de RecesoLa legislación brasileña establece que, enlimitadas circunstancias, un accionista tiene derechoa retirar su participación accionaria de la Compañíay a recibir el pago de la porción del capital atribuiblea su participación accionaria.Este derecho de receso puede ser ejercidopor los tenedores de acciones ordinarias ypreferidas afectadas en forma adversa en el casoque decidamos:• crear acciones preferidas o aumentarlas clases existentes de accionespreferidas, sin mantener lasproporciones respecto de otras clasesde acciones preferidas, salvo lodispuesto u autorizado por nuestrosEstatutos; o• cambiar las preferencias, privilegios ocondiciones de rescate o amortizaciónde cualquier clase de accionespreferidas o crear una nueva clase deacciones preferidas con derecho acondiciones más favorables que las delas clases existentes.Los titulares de acciones ordinarias puedenejercer el derecho de receso en el caso quedecidamos:• fusionarnos con otra compañía (porabsorción o consolidación) sujeto a lascondiciones establecidas por la Ley deSociedades de Brasil; o• participar de un grupo centralizado decompañías según lo establecido en la Leyde Sociedades de Brasil y sujeto a lascondiciones establecidas en la misma.El derecho de receso también puede serejercido por los accionistas disidentes en el caso deque decidamos:• reducir la distribución obligatoria dedividendos;• modificar el objeto social de laCompañía;• escindir una parte de nuestra empresa,sujeto a las condiciones establecidasen la Ley de Sociedades de Brasil;• transferir todas nuestras acciones aotra empresa o incorporar acciones deotra empresa con el propósito de quela empresa cuyas acciones setransfieren se convierta en unasubsidiaria totalmente controlada denuestra empresa (incorporação deações); o• adquirir el control de otra compañía aun precio que excede los límitesestablecidos por la Ley de Sociedadesde Brasil, sujeto a las condicionesestablecidas en dicha Ley.El derecho de receso también puedeejercerse en el caso de que una compañía resultantede una fusión, (incorporação de ações), según sedescribe anteriormente, o fusión por absorción oescisión de una sociedad que cotiza en bolsa nologre cotizar sus acciones dentro de un plazo de 120días contado a partir de la Asamblea de Accionistasen la que se ha tomado tal decisión.El rescate de acciones que resultara delejercicio de dichos derechos de receso deberealizarse sobre la base del valor libro por acción,determinado de acuerdo con el último balanceaprobado por los accionistas de la Compañía. Sinembargo, en el caso de que una Asamblea deAccionistas en la que se decida disponer el ejerciciodel derecho de rescate se celebre en una fechaposterior al plazo de 60 días contado a partir de lafecha del último balance aprobado, un accionistatendrá derecho a exigir que sus acciones seanvaluadas sobre la base de un nuevo balance confecha dentro de los 60 días contados a partir dedicha Asamblea de Accionistas. El derecho dereceso caduca 30 días después de la publicación delActa de Asamblea de Accionistas que aprueba lasmedidas societarias descriptas anteriormente.Estamos autorizados a reconsiderar toda medidaque diera lugar a ejercer los derechos de recesodentro de los 10 días siguientes a la caducidad dedichos derechos si el retiro de acciones de losaccionistas disidentes perjudicara la estabilidadfinanciera de la Compañía.147
Otros Derechos de los AccionistasDe acuerdo con la Ley de Sociedades deBrasil, ni los Estatutos de la Compañía ni las medidasadoptadas en una Asamblea General de Accionistaspueden privar a un accionista de derechosespecíficos, tales como:Liquidación• el derecho de participar en ladistribución de utilidades;• el derecho de participar, en formaequitativa y proporcional, de losactivos residuales remanentes en casode liquidación de la sociedad;• el derecho de supervisar la gestión delos negocios según lo especificado enla Ley de Sociedades de Brasil;• los derechos preferentes desuscripción en el caso de suscripciónde acciones, debentures convertiblesen acciones o bonos de suscripción(salvo con respecto a una ofertapública de dichos títulos, según fueraestablecido en los Estatutos); y• el derecho de receso en los casosespecificados en la Ley de Sociedadesde Brasil.En el caso de liquidación, los titulares deacciones preferidas están autorizados a recibir,antes de realizar una distribución a los titulares deacciones ordinarias, un monto equivalente al capitalintegrado en relación con las acciones preferidas.Derechos de ConversiónDe acuerdo con los Estatutos, las accionesordinarias no son convertibles en accionespreferidas, y las acciones preferidas no sonconvertibles en acciones ordinarias.Obligación de los Accionistas en relación con FuturosRequerimientos de Integración de CapitalEl requerimiento de integración de capitalno está contemplado en las leyes de Brasil ni ennuestro Estatuto social. La obligación de losaccionistas de nuestra Compañía anterequerimientos de integración de capital se limita alpago del precio de emisión de las accionessuscriptas o adquiridas.<strong>Form</strong>a y TransferenciaLas acciones de la Compañía estánregistradas en la forma de acciones escriturales yhemos contratado al Banco do Brasil para querealice la custodia y transferencia de acciones. A finde efectuar la transferencia, el Banco do Brasilrealiza un registro, debita la cuenta de acciones deltransferente y acredita la cuenta de acciones delbeneficiario de la transferencia.Los accionistas podrán optar, a su exclusivocriterio, por mantener sus acciones a través deCompanhia Brasileira de Liquidação e Custódia oCBLC. Las acciones se ingresan al sistema CBLC através de entidades brasileñas que tienen cuentasde compensación con el CBLC. El registro deaccionistas de la Compañía indica cuáles accionescotizan en el sistema CBLC. A la vez, cada accionistaparticipante se registra en el registro de accionistasbeneficiarios mantenido en el CBLC y tiene el mismotratamiento que nuestros accionistas registrados.Resolución de ControversiasLos Estatutos establecen la resoluciónobligatoria de controversias mediante arbitraje, deacuerdo con las normas de la Cámara de Arbitrajedel Mercado (Câmara de Arbitragem do Mercado),en relación con disputas relacionadas con <strong>Petrobras</strong>,sus accionistas, funcionarios, consejeros y miembrosdel Consejo Fiscal y que involucren disposicionesestablecidas en la Ley de Sociedades de Brasil, losEstatutos, las normas del Consejo MonetarioNacional, el Banco Central de Brasil y el CVM u otralegislación del mercado de capitales, incluyendo lasdisposiciones de los acuerdos celebrados con bolsasde valores o entidades extrabursátiles registradasen el CVM, en relación con la adopción de prácticasde gobierno corporativo diferenciadas.Sin embargo, las decisiones del gobiernobrasileño ejercidas a través del voto en la AsambleaGeneral de Accionistas no están sujetas a talprocedimiento de arbitraje, de acuerdo con elArtículo 238 de la Ley de Sociedades de Brasil.Restricciones de NegociaciónEl accionista mayoritario de la Compañía, elgobierno brasileño, como así también los miembros148
de nuestro Consejo de Administración, ComitéEjecutivo y Consejo Fiscal, de acuerdo con nuestrosEstatutos, deberán:• abstenerse de negociar con títulos dela Compañía, ya sea en el período deun mes anterior al cierre del ejerciciohasta la fecha de publicación de losestados contables, o durante elperíodo que transcurra entre unadecisión societaria para aumentar oreducir nuestro capital social, distribuirdividendos o acciones y emitir títulos yla fecha en la que se realicen laspublicaciones respectivas; e• informar a la Compañía y a la Bolsa deValores sus planes de operacionesperiódicas en relación con los títulos, silos hubiera, incluido todo cambio oincumplimiento en relación con dichosplanes. Si la información estárelacionada con un plan de inversión odesinversión, deberá incluir lafrecuencia y las cantidades previstas.Restricciones respecto de Titulares no BrasileñosLos titulares no brasileños no están sujetosa restricciones legales en relación con la titularidadde nuestras acciones ordinarias o preferidas o ADSsque representan acciones ordinarias y preferidas ygozan de los derechos y preferencias de dichasacciones ordinarias o preferidas, segúncorresponda.Sin embargo, la capacidad de convertir lospagos de dividendos y el producido de la venta deacciones ordinarias o preferidas o derechospreferentes de suscripción a moneda extranjera yde remitir dichos montos fuera de Brasil está sujetaa las restricciones impuestas por la legislación sobreinversiones extranjeras que, en general, exige, entreotras cosas, el registro de la inversióncorrespondiente en el Banco Central de Brasil. Detodos modos, los tenedores no brasileñosregistrados en la CVM de acuerdo con la ResoluciónNº 2.689 podrán comprar y vender títulos en laBolsa de São Paulo sin obtener un certificado deregistro separado para cada transacción.Además, el Anexo III de la Resolución Nº1.289 del Consejo Monetario Nacional, y su reformadenominada Reglamentaciones del Anexo III,permite a las empresas brasileñas emitir certificadosde depósito en los mercados de divisas.Actualmente existe un programa de ADR respectode nuestras acciones ordinarias y preferidasdebidamente registradas ante el CVM y el BancoCentral de Brasil. El producido de la venta de ADSspor parte de titulares extranjeros no está sujeto alos controles brasileños sobre inversionesextranjeras.Transferencia del ControlDe acuerdo con la ley brasileña y losEstatutos de la Compañía, el gobierno brasileñodebe ser titular de, al menos, la mayoría de nuestrasacciones con derecho a voto. Por lo tanto, todocambio en el control de <strong>Petrobras</strong> requerirá unamodificación de la legislación aplicable.Divulgación de la Titularidad del AccionistaLas normas brasileñas exigen que todapersona o grupo de personas que represente lamisma participación, que haya adquirido o vendidodirecta o indirectamente una participacióncorrespondiente a un 5% de la cantidad total deacciones de cualquier tipo o clase, deberá revelar latitularidad de las acciones o venta a la CVM y a laBolsa de Valores de São Paulo. Además, deberápublicarse en los periódicos una declaración quecontenga la información requerida. Todo aumento oreducción subsiguiente del 5% o más respecto de latitularidad de las acciones de cualquier tipo o clasedebe ser revelada en forma similar.Acta Constitutiva y Estatutos de PifCoRegistroPifCo es una empresa de responsabilidadlimitada, exenta de impuestos, constituida en lasIslas Caimán de acuerdo con la Ley de Sociedades,con las correspondientes modificaciones, y conregistro número 76600. PifCo presentó y registró elActa Constitutiva y los Estatutos ante el Funcionariode Registro de Sociedades el 24 de septiembre de1997. La compañía adoptó un Acta Constitutiva yEstatutos modificados y actualizados en virtud de laresolución especial del único accionista de fecha 7de mayo de 2007, y adoptó otra Acta Constitutiva yotros Estatutos modificados y actualizados en virtudde la resolución especial del único accionista defecha 23 de febrero de <strong>2008</strong>. PifCo fue inicialmenteconstituida con el nombre de Brasoil Finance149
Company, denominación que fue reemplazadamediante resolución especial de los accionistas dePifCo por <strong>Petrobras</strong> International Finance Companyel 25 de septiembre de 1997. La últimamodificación del Acta Constitutiva y de los Estatutosde PifCo tuvo lugar el 23 de febrero de <strong>2008</strong>, enrelación con la reforma del objeto social de PifCo.Objeto SocialEl Acta Constitutiva y Estatutos de PifCootorgan a PifCo plenas facultades y autoridad para:• realizar actividades decomercialización, venta, financiación,compra, almacenamiento y transportede petróleo, gas natural y todos losdemás hidrocarburos y productosderivados, incluso etanol y otrosbiocombustibles, como así tambiénactividades de compra, venta, leasing yalquiler de plataformas, equipos yunidades de perforación utilizados enlas actividades de exploración yproducción de petróleo y gas, y todaactividad relacionada con dichasoperaciones;• llevar a cabo en todas partes delmundo cualquiera de los objetosindicados precedentemente, pormedio de la creación o suscripción detítulos valores o la adquisición de losmismos, en compañías, asociaciones,sociedades de personas o sociedadesfiduciarias que se dediquen o lleven acabo cualquiera de las actividadesantes indicadas y ejercer el derecho avoto y todo otro derecho inherente adichos títulos valores (incluyendo, sincarácter taxativo, liquidar o disolverdichas sociedades) y disponer dedichos títulos valores;• adquirir, ser propietario de y disponerde títulos valores para fines decobertura, inversión o finesespeculativos y ejercer el derecho avoto y todo otro derecho inherente adichos títulos valores; y• tomar en préstamo u obtener fondospara cualquiera de los objetos de PifComencionados precedentemente ysuscribir, librar, aceptar, endosar,otorgar y emitir pagarés, giros, letrasde cambio, warrants, bonos,debentures y garantizar el pago de losmismos, y de los intereses sobre losmismos, mediante la constitución degarantías reales sobre los bienes dePifCo, ya sea de los que es propietarioen ese momento o que pueda adquiriren el futuro y vender, constituir unaprenda sobre dichos bonos o disponerde otra forma de los mismos o de otrasobligaciones de PifCo a los fines delobjeto social.De acuerdo con la legislación de las IslasCaimán, PifCo no puede realizar actividadescomerciales en las Islas Caimán salvo cuando sean amodo de soporte a las actividades llevadas a cabofuera de las Islas Caimán.ConsejerosLos Consejeros pueden votar unapropuesta, acuerdo o contrato en relación con la/elcual tengan intereses. Sin embargo, estosconsejeros deben declarar en la reunión del Consejode Administración la naturaleza de sus intereses endicha propuesta, acuerdo o contrato. Si estosconsejeros declaran tener intereses, sus votos setendrán en cuenta para constituir el quórum dedicha reunión.Los Consejeros pueden, en nombre dePifCo, ejercer la facultad de tomar préstamos, emitirtítulos de deuda e hipotecar o gravaremprendimientos o bienes de PifCo y serángeneralmente responsables de la gestión yadministración diarias.No se exige que los Consejeros seantitulares de acciones.Derechos y Obligaciones de los AccionistasDividendosLos accionistas pueden declarar dividendosen una Asamblea General, pero los dividendos nopueden exceder el monto recomendado por losconsejeros. Los consejeros pueden pagar a losaccionistas dividendos parciales y pueden, antes derecomendar un dividendo, constituir reservas a150
partir de las utilidades. Los consejeros puedeninvertir dichas reservas a su criterio o utilizarlas enlos negocios de PifCo.Los dividendos pueden pagarse en efectivoo en especie pero sólo podrán pagarse de lasutilidades o, sujeto a determinadas restriccionesimpuestas por la legislación de las Islas Caimán, deuna cuenta de primas de emisión.Derecho a VotoEn una Asamblea General los votos podránemitirse a mano alzada o por número de acciones.En la votación a mano alzada, cada accionista oaccionista representado por apoderado tiene unvoto. En la votación por número de acciones, cadaaccionista o accionista representado por apoderadotiene un voto por cada acción de la que es titular.Los consejeros se designan medianteresoluciones ordinarias adoptadas por losaccionistas en Asambleas Generales o porresolución del Consejo de Administración. Losaccionistas no están autorizados a votar en unaAsamblea General a menos que se hayan realizadolas integraciones de capital o abonado otrosmontos en relación con sus acciones. En lugar devotar una decisión en una Asamblea General, losaccionistas con derecho a voto sobre dicha decisiónpodrán adoptarla mediante la firma de unaresolución escrita.RescatePifCo podrá emitir acciones, que seanrescatables por PifCo o por sus accionistas, en virtudde las condiciones y en la forma que determinen losConsejeros antes de la emisión de las mismas. PifCopodrá recomprar sus propias acciones de acuerdocon los términos y en la forma que los Consejerosdeterminen y acuerden con el accionistacorrespondiente.Derechos de los Accionistas en caso deLiquidaciónEn el caso de liquidación de PifCo, elliquidador podrá (mediante resolución ordinariaadoptada por los accionistas):• determinar el valor razonable delos activos de PifCo, dividirlos en todoo en parte entre los accionistas ydeterminar la forma en la que sedividirán dichos activos entre losaccionistas o clases de accionistas; y• transferir la totalidad o una parte delos activos de PifCo a fiduciarios.Los accionistas no estarán obligados aaceptar títulos sobre los cuales exista unaobligación.Requerimiento de Integración de CapitalLos consejeros podrán exigir a losaccionistas la integración del capital aún nointegrado en relación con sus acciones. Cadaaccionista deberá pagar a la Compañía los montosexigibles con respecto a dichas acciones.Modificación de los Derechos de losAccionistasLos accionistas podrán modificar losderechos inherentes a sus clases de accionesmediante:• la obtención del consentimientoescrito de dos tercios de los accionistasde dicha clase; o• la adopción de una resolución especialen la Asamblea de Accionistas de dichaclase.No se especifican en los Estatutoslimitaciones generales respecto a los derechos detitularidad de acciones.Asambleas GeneralesUna asamblea general puede serconvocada:• por los consejeros en cualquiermomento; o• por dos accionistas titulares de nomenos de un 10% del capitalaccionario con derecho a votointegrado de PifCo, mediante solicitudescrita.La convocatoria se envía a todos losaccionistas.151
Todos los asuntos tratados en la AsambleaGeneral se considerarán asuntos especiales excepto:• la declaración de dividendos;• la consideración de los estadoscontables, balances e informesregulares de los consejeros yauditores;• la designación y remoción deconsejeros; y• la determinación de la remuneraciónde los auditores.Para tratar asuntos especiales en unaasamblea se requerirá el consentimiento unánimede los accionistas a menos que en la convocatoria senotifique el asunto especial a tratar. La asambleapodrá sesionar cuando se haya constituido elquórum de accionistas. El quórum se constituirámediante la presencia de uno o más accionistastitulares de, como mínimo, una mayoría de lasacciones de PifCo presentes en persona orepresentados por apoderado.La legislación de las Islas Caimán noestablece requerimiento alguno para convocar unaasamblea anual o general de accionistas. Losconsejeros pueden designar una asamblea generalde accionistas como una asamblea general anual.Responsabilidad de los AccionistasEn circunstancias normales, laresponsabilidad de los accionistas de PifCo selimitará al monto que dicho accionista hayaacordado pagar en relación con la suscripción de susacciones.Cambios en el CapitalPifCo podrá aumentar su capital accionarioautorizado mediante resolución ordinaria. Lasnuevas acciones estarán sujetas a las disposiciones alas cuales están sujetas las acciones originales.PifCo podrá también mediante resoluciónordinaria:monto mayor que el de las accionesexistentes;• convertir la totalidad o parte de lasacciones integradas en capital yreconvertir ese capital en accionesintegradas de cualquier denominación;• dividir las acciones existentes enacciones de un monto inferior, sujeto alas disposiciones del Artículo 13 de laLey de Sociedades; y• cancelar acciones que, a la fecha deadoptar la resolución, no pertenezcana ninguna persona, ni exista acuerdoen tal sentido, y reducir el monto de sucapital accionario por el monto de lasacciones canceladas.PifCo podrá reducir su capital accionario ylas reservas para rescate de capital mediante unaresolución extraordinaria de acuerdo con lasdisposiciones correspondientes contenidas en lalegislación de las Islas Caimán.IndemnizaciónSe indemnizará a los consejeros yejecutivos de PifCo con los activos y fondos de lamisma en relación con las acciones, procesos,costos, gravámenes, gastos, pérdidas, daños uobligaciones en los que incurrieran o a los que seencontraran sujetos en relación con la actividadcomercial o asuntos de PifCo en la ejecución ocumplimiento de sus respectivos deberes,facultades o discreciones. De acuerdo con el ActaConstitutiva, los consejeros y ejecutivos seencuentran exentos de toda responsabilidad frentea PifCo, salvo en el caso de pérdidas comoconsecuencia de la deshonestidad de dicha parte.ContabilidadLa contabilidad relacionada con los asuntosde PifCo se llevará y se auditará según lodeterminen eventualmente los consejeros. Sinembargo, no existe requerimiento alguno en virtudde la legislación de las Islas Caimán de auditar lacontabilidad de PifCo.• consolidar y dividir todo o parte delcapital accionario en acciones de un152
Reforma del Acta Constitutiva y de los EstatutosPifCo podrá, mediante resoluciónextraordinaria de los accionistas, reformar el ActaConstitutiva y los Estatutos.Transferencia a Otra JurisdicciónPifCo podrá, mediante resoluciónextraordinaria de los accionistas, realizartransferencias fuera de las Islas Caimán a cualquierjurisdicción que permita dicha transferencia.Contratos Significativos<strong>Petrobras</strong>Para obtener información sobre loscontratos significativos de <strong>Petrobras</strong>, véase el Item4. “Información sobre la Compañía” y el Item 5.“Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras.”PifCoPara obtener información sobre loscontratos significativos de PifCo, véase el Item 4.“Información sobre la Compañía” y el Item 5.“Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras.”Las declaraciones presentadas en esteinforme anual en relación con el contenido decontratos u otros documentos no sonnecesariamente completas y, cuando dichoscontratos u otros documentos fueran un anexo deeste informe, cada una de las declaraciones seencontrará condicionada en todos los aspectos porlas disposiciones de dichos contratos u otrosdocumentos.Controles de Divisas ‐ <strong>Petrobras</strong>No existen restricciones en cuanto a latitularidad de acciones ordinarias o preferidas porpersonas físicas o jurídicas con domicilio fuera deBrasil.El derecho de convertir el pago dedividendos y el producido de la venta de acciones amoneda extranjera y remitir dichos montos alextranjero, puede estar sujeto a restriccionesimpuestas por la legislación sobre inversionesextranjeras, que generalmente exige, entre otrascosas, que las inversiones se registren en el BancoCentral de Brasil. Si se impusieran restricciones alenvío de capital extranjero al exterior, ello podríadificultar o impedir que la Companhia Brasileira deLiquidação e Custódia (CBLC), en carácter decustodio de las acciones ordinarias y preferidasrepresentadas por American Depositary Shares, olos accionistas registrados que hayan canjeadoAmerican Depositary Shares por acciones ordinariaso preferidas, conviertan los dividendos, lasdistribuciones o el producido de la venta de talesacciones ordinarias o preferidas, segúncorresponda, a dólares estadounidenses y envíenlos mismos al exterior.Los inversores extranjeros pueden registrarsu inversión de conformidad con la Ley Nº 4.131 del3 de setiembre de 1962 o la Resolución Nº 2.689. Elregistro según la Resolución Nº 2.689 permite untratamiento de impuestos favorable para losinversores extranjeros no residentes en paraísosfiscales, según lo define la legislación tributariabrasileña. Véase “Impuestos relativos a nuestrasADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas —Consideraciones sobre Impuestos Brasileños.”Según la Resolución Nº 2.689, losinversores extranjeros pueden invertir enprácticamente todo tipo de activo financiero yparticipar en casi todas las transacciones disponiblesen los mercados financieros y de capitales de Brasil,siempre que se cumplan algunas condiciones. Deacuerdo con la Resolución Nº 2.689, la definición deinversor extranjero incluye a las personas físicas yjurídicas, a los fondos comunes de inversión y aotras entidades de inversión colectiva, domiciliadoso con casa matriz en el exterior.Según la Resolución Nº 2.689, un inversorextranjero debe:• designar al menos un representante enBrasil con facultades para tomardecisiones relacionadas con lainversión;• designar en Brasil un custodioautorizado de su inversión;• registrarse como inversor extranjeroen la CVM; y• registrar su inversión extranjera en elBanco Central de Brasil.Los títulos y otros activos financierospertenecientes a “un inversor conforme a laResolución Nº 2.689” deben registrarse omantenerse en cuentas de depósito o bajo custodiade una entidad debidamente habilitada por el Banco153
Central de Brasil o por la CVM. Además, todatransferencia de títulos pertenecientes a un inversorconforme a la Resolución Nº 2.689 debe realizarseen bolsas de valores o en mercados extrabursátileshabilitados por la CVM, con excepción de lastransferencias resultantes de una reorganizaciónsocietaria o determinadas por ley o por testamento,tras la muerte de un inversor.Los tenedores de American DepositaryShares que no hayan registrado su inversión en elBanco Central de Brasil podrían verse afectadosnegativamente por demoras en la aprobacióngubernamental o denegación de la misma enrelación con la conversión de los pagos efectuadosen reales y el giro al exterior de los montosconvertidos.Las Reglamentaciones del Anexo IIIdisponen la emisión de certificados de depósito enmercados extranjeros en relación con las accionesde emisores brasileños. El depositario de las ADSsha obtenido del Banco Central de Brasil uncertificado electrónico de registro en relación connuestro programa de ADR existente. Deconformidad con el registro, el custodio y eldepositario podrán convertir los dividendos y otrasdistribuciones relacionadas con las accionesrepresentadas por las ADSs a moneda extranjera ygirar el producido al exterior. Luego del cierre deuna oferta internacional, el certificado electrónicode registro será modificado por el depositario enrelación con las ADS vendidas en la ofertainternacional y será conservado por el custodiobrasileño en relación con las acciones relevantes ennombre del depositario.En caso de que un tenedor de ADSs canjeelas ADSs por las acciones subyacentes, el registroelectrónico tendrá validez durante 5 días hábilesdespués de la transacción. De allí en más, a menosque las acciones pertenezcan a un inversordebidamente registrado de conformidad con laResolución Nº 2.689, o que un tenedor de lasacciones relevantes solicite y obtenga un nuevocertificado de registro del Banco Central de Brasil,es posible que el titular no pueda convertir enmoneda extranjera el producido de la venta o lasdistribuciones de las acciones relevantes y de girarlos fondos al exterior. Si el tenedor de acciones noestuviera registrado de acuerdo con la ResoluciónNº 2.689, estará sujeto a un tratamiento impositivomenos favorable que el de un tenedor de ADS.Además, si el inversor extranjero residiera enjurisdicción de un paraíso fiscal, estará sujeto a untratamiento impositivo menos favorable. Véase elItem 3. “Información Clave ‐ Factores de Riesgo ‐Riesgos relacionados con nuestras Acciones y Títulosde Deuda” e “Impuestos relativos a nuestras ADSs yAcciones Ordinarias y Preferidas ‐ Consideracionessobre Impuestos Brasileños.”PifCoNo existen:• leyes, decretos ni reglamentos en lasIslas Caimán que limiten la exportacióno importación de capital, incluyendodividendos y otros pagos a tenedoresde títulos no residentes en las IslasCaimán, siempre que tales inversoresno sean residentes de países sujetos asanciones determinadas por lasNaciones Unidas o la Unión Europea; y• limitaciones a los derechos de titularesno residentes o extranjeros impuestaspor la legislación de las Islas Caimán opor el Acta Constitutiva de PifCo de sertitular de acciones de PifCo, o deejercer el correspondiente derecho avoto.Impuestos Relacionados con Nuestras ADSs yAcciones Ordinarias y PreferidasEl siguiente resumen contiene unadescripción de las principales consideraciones sobrelos impuestos a las ganancias de Brasil y EstadosUnidos que pueden afectar a un accionista alcomprar, ser titular de o vender acciones ordinariaso preferidas o ADSs. Este resumen no describeconsecuencias impositivas derivadas de las leyes deun estado, distrito o jurisdicción fiscal que no seaBrasil o Estados Unidos.Este resumen está basado en las leyestributarias de Brasil y de Estados Unidos vigentes ala fecha de este informe anual, que están sujetas acambios (posiblemente con efecto retroactivo).Este resumen se basa también en las declaracionesdel depositario y en el supuesto de que lasobligaciones que constan en el acuerdo de depósito154
y en los documentos relacionados se cumplirán deacuerdo con sus respectivos términos y condiciones.Este resumen no es una descripciónintegral de todas las consideraciones tributarias quepueden ser relevantes para un determinadoinversor, incluidas las consideraciones tributariasque surgen de normas de aplicación general a todoslos contribuyentes o a ciertas clases de inversores oque generalmente se supone que son deconocimiento público. Los compradorespotenciales de acciones ordinarias o preferidas oADSs deben consultar a sus asesores impositivosen relación con las consecuencias impositivas de laadquisición, titularidad y venta de accionesordinarias o preferidas o ADSs.No existe un tratado recíproco sobreimpuesto a las ganancias entre los Estados Unidos yBrasil. Durante los últimos años, las autoridadestributarias de Brasil y los Estados Unidos hanmantenido negociaciones que podrían culminar enla firma de un tratado de este tipo. Sin embargo, nopodemos predecir si se concretará un tratado ocuándo entrará en vigencia o de qué maneraafectará a los tenedores estadounidenses deacciones ordinarias o preferidas o de ADSs.Consideraciones sobre Impuestos BrasileñosInformación GeneralEl siguiente análisis resume las principalesconsecuencias impositivas en Brasil derivadas de lacompra, titularidad y venta de acciones ordinarias opreferidas o ADSs, según corresponda, por unaccionista no domiciliado en Brasil, denominadotambién tenedor no brasileño, a los finesimpositivos brasileños, y para el caso de un tenedorde acciones ordinarias o preferidas que hayaregistrado su inversión en acciones ordinarias opreferidas en el Banco Central de Brasil como unainversión en dólares.De conformidad con la legislaciónbrasileña, los inversores pueden invertir en accionesordinarias o preferidas de acuerdo con la ResoluciónNº 2.689 o la Ley N° 4.131 del 3 de setiembre de1962. Las inversiones realizadas de acuerdo con laResolución N° 2.689 reciben un tratamientoimpositivo más favorable si el inversor extranjero noes residente en jurisdicción de paraísos fiscales.Según lo establecido en la Resolución Nº 2.689, losinversores extranjeros pueden invertir enprácticamente todo tipo de instrumento y participaren casi todas las transacciones disponibles en losmercados financieros y de capitales, siempre que secumplan algunas condiciones. De acuerdo con laResolución N° 2.689, la definición de inversorextranjero incluye a las personas físicas y jurídicas,fondos comunes de inversión y otras entidades deinversión colectiva, domiciliados o con sede en elexterior.De conformidad con esta norma, losinversores extranjeros deben: (i) designar al menosun representante en Brasil con facultades paratomar decisiones en relación con la inversiónextranjera; (ii) completar el formulariocorrespondiente de registro de inversor extranjero;(iii) registrarse como inversor extranjero en la CVM;y (iv) registrar la inversión extranjera en el BancoCentral de Brasil.Los títulos y otros activos financieros de losque inversores extranjeros sean titulares deconformidad con la Resolución N° 2.689 debenregistrarse o mantenerse en cuentas de depósito obajo custodia de una entidad debidamentehabilitada por el Banco Central de Brasil o por laCVM. Además, las operaciones con títulos se limitana transacciones en bolsas de valores o mercadosextrabursátiles habilitados por la CVM.Impuestos sobre los DividendosLos dividendos, incluidos los dividendos deacciones y otros dividendos pagados en bienes aldepositario en relación con las ADSs o a un titular nobrasileño en relación con las acciones ordinarias opreferidas, no están actualmente sujetos aretención de impuestos en Brasil.La Compañía debe pagar a los accionistas(incluidos los tenedores de acciones ordinarias opreferidas o ADSs) intereses sobre el monto de losdividendos a la tasa SELIC a partir del cierre de cadaejercicio y hasta la fecha de efectivo pago de losdividendos. El pago de intereses se considera uningreso de renta fija y está sujeto a la retención delimpuesto a las ganancias a una alícuota que varía enfunción del período durante el cual se devenganintereses. La alícuota del impuesto varía del 15%, enel caso de intereses devengados por un período demás de 720 días, al 22,5%, en el caso de interesesdevengados por un período de hasta 180 días. Sinembargo, los tenedores de ADSs y de acciones155
ordinarias o preferidas no residentes o domiciliadosen jurisdicciones de paraísos fiscales que inviertenconforme a la Resolución N° 2.689 están sujetos adicha retención impositiva a una alícuota reducida,actualmente del 15%. Véase "BeneficiariosResidentes o Domiciliados en Paraísos Fiscales o enJurisdicciones de Baja Imposición Fiscal".Impuestos a los Intereses sobre el CapitalTodo pago de intereses sobre el capital atenedores de ADSs o acciones ordinarias opreferidas, sean o no residentes brasileños, estásujeto al impuesto a las ganancias de Brasil del 15%al momento en que se contabiliza tal obligación,independientemente de si se ha hecho efectivo o noel pago en dicho momento. Véase “ActaConstitutiva y Estatutos de <strong>Petrobras</strong> ‐ Pago deDividendos e Intereses sobre el Capital.” En el casode residentes no brasileños que residan enjurisdicciones de paraísos fiscales, la alícuotaaplicable del impuesto a las ganancias es del 25%.Véase “Beneficiarios Residentes o Domiciliados enParaísos Fiscales o en Jurisdicciones de BajaImposición Fiscal.” El pago de intereses a la tasaSELIC que se aplica al pago de dividendos se aplicaigualmente al pago de intereses sobre el capital. Ladecisión de si se realizan o no distribuciones en laforma de intereses sobre el capital o en la forma dedividendos depende del Consejo de Administraciónen el momento de realizar la distribución. Nopodemos predecir qué decisión adoptará el Consejode Administración en relación con futurasdistribuciones.Impuesto a las GananciasDe conformidad con la legislación tributariabrasileña, existen dos tipos de tenedores nobrasileños de ADSs o de acciones ordinarias opreferidas: (i) tenedores no brasileños que noresidan o estén domiciliados en la jurisdicción de unparaíso fiscal y que, en el caso de tenedores deacciones ordinarias o preferidas, estén registradosen el Banco Central de Brasil y la CVM para invertiren Brasil de acuerdo con la Resolución Nº 2.689; y(ii) otros tenedores no brasileños, incluidos todoslos no residentes en Brasil que inviertan en títulosde empresas brasileñas por cualquier otro medio(incluyendo la Ley Nº 4.131 de 1962) y toda clase deinversor residente en jurisdicción de un paraísofiscal. Los inversores identificados en el punto (i)anterior están sujetos a un tratamiento fiscalfavorable en Brasil, según se describe acontinuación. Véase “Beneficiarios Residentes oDomiciliados en Paraísos Fiscales o en Jurisdiccionesde Baja Imposición Fiscal.”De conformidad con la Ley Nº 10.833 defecha 29 de diciembre de 2003, las ganancias decapital realizadas a través de la venta de activostangibles ubicados en Brasil por parte de residentesno brasileños, ya sea o no a otros no residentes y yasea realizadas en Brasil o en el extranjero, estánsujetas a tributación en Brasil a una tasa del 15% (seaplica una tasa del 25% si la transacción es realizadapor un inversor residente en jurisdicción de unparaíso fiscal, es decir, un país que no cobraimpuesto a las ganancias o lo hace a una tasamáxima inferior al 20%). Consideramos que, a losfines de esta ley, las ADSs no se ajustan a ladefinición de activos tangibles ubicados en Brasil,pero ni las autoridades tributarias ni los tribunalesjudiciales se han pronunciado aún al respecto. Porconsiguiente, no podemos prever si ese conceptoprevalecerá en los tribunales brasileños o no.El depósito de acciones ordinarias opreferidas a cambio de ADS puede estar sujeto alimpuesto sobre las ganancias de capital en Brasil auna tasa del 15%, si la cantidad previamenteregistrada en el Banco Central de Brasil comoinversión extranjera en acciones ordinarias opreferidas es menor que:• el precio promedio por acciónordinaria o preferida en una bolsa devalores de Brasil en la cual se vendió lamayor cantidad de estas acciones eldía del depósito; o• si no se vendieron acciones ordinariaso preferidas ese día, el preciopromedio en la bolsa de valores deBrasil en la cual se vendió la mayorcantidad de esas acciones en las 15rondas inmediatamente anteriores aldepósito. En tal caso, la diferenciaentre la cantidad que se registrópreviamente y el precio promedio delas acciones ordinarias o preferidascalculadas según lo descriptoanteriormente, será considerada unaganancia de capital. Los inversoresregistrados de acuerdo con laResolución N° 2.689 y no residentes enjurisdicción de un paraíso fiscal están156
exentos de este tipo de impuesto. Elretiro de ADSs a cambio de accionesordinarias o preferidas no está sujeto atributación en Brasil. Al recibir lasacciones ordinarias o preferidassubyacentes, el tenedor no brasileñoregistrado de acuerdo con laResolución Nº 2.689 estará facultado aregistrar el valor en dólares de talesacciones en el Banco Central de Brasilsegún lo descripto a continuación en“Capital Registrado”.Los tenedores no brasileños no estánsujetos al impuesto en Brasil sobre ganancias decapital realizadas por la venta de acciones ordinariaso preferidas efectuada en el exterior a tenedores nobrasileños.Los accionistas no brasileños y noresidentes en una jurisdicción de paraíso fiscal estánsujetos al impuesto a las ganancias a una tasa del15% sobre las ganancias realizadas por la venta ocanje de acciones ordinarias o preferidas efectuadaen Brasil o con un residente brasileño, conexcepción de las transacciones en bolsas de valores,mercados de futuros o de commodities de Brasil.Con respecto al producido del rescate o distribuciónderivada de la liquidación de acciones ordinarias opreferidas, la diferencia entre el montoefectivamente recibido por el accionista y el montode divisas registrado en el Banco Central de Brasil,contabilizado en reales al tipo de cambio vigente enla fecha de rescate o distribución, estará tambiénsujeta al impuesto a las ganancias del 15%, dadoque tales transacciones se consideran como unaventa o canje no llevado a cabo en las bolsas devalores y mercados de futuros y commodities deBrasil.Las ganancias realizadas que surjan detransacciones en bolsas de valores o mercados defuturos o commodities de Brasil por un inversorregistrado de acuerdo con la Resolución Nº 2.689 yno domiciliado o residente en una jurisdicción deparaíso fiscal están exentas del impuesto a lasganancias de Brasil. Por el contrario, las gananciasrealizadas que surjan de transacciones relacionadascon bolsas de valores y mercados de futuros ocommodities de Brasil están sujetas al impuesto alas ganancias del 20%.Por lo tanto, los tenedores no brasileñosestán sujetos al impuesto a las ganancias a una tasadel 20% sobre las ganancias realizadas por la ventao canje de acciones ordinarias o preferidas en labolsa de valores, a menos que tal venta la efectúeun tenedor no brasileño no residente en unajurisdicción de paraíso fiscal y:• la venta se realice dentro del plazomáximo de cinco días hábiles contadosa partir del retiro de las accionesordinarias o preferidas a cambio deADSs y su producido se envíe alexterior dentro del mismo plazo decinco días; o• la venta sea efectuada de acuerdo conla Resolución N° 2.689 por tenedoresno brasileños registrados en la CVM.En estos dos casos, la transacción no estarásujeta a tributación en Brasil. A los finesimpositivos, “ganancias realizadas” es la diferenciaentre el monto en reales obtenido de la venta ocanje y el costo de adquisición valuado en reales, sinajuste alguno que contabilice la inflación de lasacciones vendidas. Las “ganancias realizadas” comoresultado de una transacción que no tenga lugar enuna bolsa de valores será la diferencia positiva, enreales, entre el monto en reales obtenido de laventa o el canje y el costo de adquisición de lasacciones ordinarias o preferidas. Sin embargo,existen fundamentos razonables para sostener quelas “ganancias realizadas” deberían calcularse sobrela base del monto de divisas registrado en el BancoCentral de Brasil, monto a ser convertido a reales altipo de cambio vigente en la fecha de la venta ocanje.El ejercicio de derechos de suscripciónpreferente relacionados con acciones ordinarias opreferidas no estará sujeto a tributación en Brasil.Toda ganancia obtenida de la venta o cesión dederechos preferentes relacionados con accionesordinarias o preferidas por el depositario en nombrede los tenedores de ADSs estará sujeta al impuestoa las ganancias brasileño, de acuerdo con lasmismas normas aplicables a la venta o disposiciónde acciones ordinarias o preferidas, a menos que laventa o cesión sea realizada en la bolsa de valorespor un inversor conforme a la Resolución N° 2.689,no residente en una jurisdicción de paraíso fiscal, en157
cuyo caso las ganancias estarán exentas delimpuesto.No se puede garantizar que el actualtratamiento preferencial para los tenedores de ADSsy algunos tenedores no brasileños de accionesordinarias o preferidas establecido por la ResoluciónN° 2.689 se mantendrá en el futuro.Tratamiento Fiscal de Transacciones enMoneda Extranjera (IOF/Câmbio)De conformidad con la Ley Nº 8.894 defecha 21 de junio de 1994 y el Decreto Nº 6.306 defecha 14 de diciembre de 2007, la conversión amoneda brasileña del producido recibido por unaentidad brasileña proveniente de una inversiónextranjera en el mercado de valores brasileño(incluido el producido relacionado con una inversiónen acciones ordinarias o preferidas o en ADSs y elobtenido de acuerdo con la Resolución N° 2.689) yla conversión a moneda extranjera del producidorecibido por un inversor no brasileño están sujetasal impuesto sobre operaciones de cambiodenominado IOF/Câmbio, que actualmente es del0% en la mayoría de las transacciones efectuadas enel exterior. Sin embargo, conforme a la Ley N° 8.894,la tasa del IOF/Câmbio puede aumentar encualquier momento a un máximo del 25% pordecisión del Ministerio de Finanzas, pero sólo enrelación con transacciones de cambio realizadasdespués del aumento de la tasa aplicable.Tratamiento Fiscal de Transacciones conBonos y Títulos (IOF/Títulos)En virtud de la Ley Nº 8.894 del 21 de juniode 1994 y el Decreto Nº 6.306 del 14 de diciembrede 2007 se creó el impuesto sobre transaccionescon bonos y títulos ("IOF/Títulos"), aplicable atransacciones con bonos y títulos llevadas a cabo enBrasil, aún cuando dichas transacciones se realizanen bolsas de valores, mercados de futuros ocommodities de Brasil. Como regla general, la tasade este impuesto actualmente es del 0%, pero elgobierno brasileño puede aumentarla hasta el 1,5%por día, pero sólo en relación con transaccionesrealizadas después del aumento de la tasa aplicable.Otros Impuestos en BrasilEn Brasil no existen impuestos a laherencia, donaciones ni sucesión aplicables a latitularidad, transferencia o venta de accionesordinarias o preferidas o ADSs por un tenedor noresidente, excepto los impuestos a la herencia y alas donaciones que se aplican en algunos estados deBrasil sobre las donaciones realizadas o herenciasotorgadas por personas físicas o jurídicas nodomiciliadas o no residentes en Brasil a personasfísicas o jurídicas domiciliadas o residentes en estosestados. No existen impuestos de sello, emisión,registro, ni impuestos o tasas similares pagaderospor los tenedores de acciones ordinarias opreferidas o ADSs.Beneficiarios Residentes o Domiciliados enJurisdicciones de Paraísos Fiscales o de BajaImposición FiscalLa Ley N° 9.779 de fecha 1º de enero de1999 establece que, excepto en determinadascircunstancias, las ganancias derivadas detransacciones realizadas por un beneficiarioresidente o domiciliado en un país consideradoparaíso fiscal están sujetas a la retención delimpuesto a las ganancias a la tasa del 25%. Seconsideran paraísos fiscales a los países que noimponen impuesto a las ganancias o lo imponen auna tasa máxima inferior al 20%. En virtud de la LeyNº 11.727 sancionada el 23 de junio de <strong>2008</strong> seamplió la lista de características por las cuales unpaís puede clasificarse como un paraíso fiscal. LaDirección Impositiva de Brasil actualmente lleva unalista de países y jurisdicciones que se consideranparaísos fiscales y puede modificar esta listaincluyendo otros países o jurisdicciones conforme aesta nueva ley. En consecuencia, si se realiza ladistribución de intereses sobre el capital a unbeneficiario residente o domiciliado en lajurisdicción de un paraíso fiscal, la tasa del impuestoa las ganancias aplicable será del 25% en lugar del15%. Las ganancias de capital no están sujetas aeste impuesto del 25%, aún cuando el beneficiarioresida en jurisdicción de un paraíso fiscal. Véase“Impuesto a las ganancias”.Capital RegistradoEl monto de una inversión en accionesordinarias o preferidas pertenecientes a un tenedorno brasileño que obtiene el registro de acuerdo conla Resolución Nº 2.689, o al depositario que lorepresenta, puede ser registrado en el BancoCentral de Brasil; ese registro (el monto registradode esta forma se denomina capital registrado)permite el giro, fuera de Brasil, de monedaextranjera, convertida al tipo de cambio vigente,158
adquirida con el producido de distribuciones ymontos obtenidos de la venta de tales accionesordinarias o preferidas. El capital registrado porcada acción ordinaria o preferida adquirida comoparte de la oferta internacional o comprada enBrasil con posterioridad a la fecha del presentedocumento, y depositada en el depositario seráequivalente a su precio de compra (en dólaresestadounidenses). El capital registrado por unaacción ordinaria o preferida que se retira alentregarse una ADS será el equivalente en dólaresa:• el precio promedio por acciónordinaria o preferida en la bolsa devalores de Brasil en la cual se vendió lamayor cantidad de acciones el día delretiro; o• si no se vendieron acciones ordinariaso preferidas ese día, el preciopromedio en la bolsa de valores deBrasil en la cual se vendió la mayorcantidad de acciones ordinarias opreferidas en las 15 rondasinmediatamente anteriores al retiro.El valor en dólares del precio promedio delas acciones ordinarias o preferidas se determinatomando como base el promedio de los tipos decambio dólar/real vigentes cotizados por el sistemainformático del Banco Central de Brasil en esa fecha(o, si el precio promedio de las acciones ordinarias opreferidas se determina según la segunda opciónantes mencionada, el promedio de dichos tipos decambio cotizados en los mismos 15 días utilizadospara determinar el precio promedio de las accionesordinarias o preferidas).Un tenedor no brasileño de accionesordinarias o preferidas puede demorarse al realizartal registro y ello a su vez podría demorar el giro dedivisas al exterior. Una demora de esta clase podríaafectar en forma negativa el monto en dólaresrecibido por un tenedor no brasileño. Véase el Item3. “Información Clave ‐ Factores de Riesgo ‐ RiesgosRelacionados con Nuestras Acciones y Títulos deDeuda”.Consideraciones sobre el Impuesto a las GananciasFederal de los EE.UU.Este resumen describe las principalesconsecuencias fiscales sobre la titularidad y ventade acciones ordinarias o preferidas o ADSs, en baseal Código Tributario de los Estados Unidos (U.S.Internal Revenue Code) de 1986, con lascorrespondientes reformas (el “Código”), susantecedentes legislativos, las reglamentaciones delTesoro de los Estados Unidos, ya sea vigentes opropuestas, promulgadas en virtud del mismo, lanormativa publicada por el U.S. Internal RevenueService (Servicio de Impuestos Internos de losEE.UU. ‐ IRS), y las sentencias judiciales, todo ellovigente a la fecha y todo lo cual está sujeto amodificaciones o diferentes interpretaciones, quepodrían aplicarse en forma retroactiva. Esteresumen no intenta describir la totalidad de lasconsecuencias fiscales que pueden ser relevantespara decidir ser titular de o vender accionesordinarias o preferidas o ADSs. Este resumen seaplica sólo a los compradores de acciones ordinariaso preferidas o ADSs que las posean como “bienes decapital” (en general, bienes con fines de inversión),y no se aplica a clases especiales de tenedores, talescomo operadores de títulos o de divisas, tenedorescuya moneda funcional no sea el dólarestadounidense, tenedores del 10% o más denuestras acciones (teniendo en cuenta las accionesde las que son titulares directamente o a través deacuerdos de depósito), organizaciones exentas deimpuestos, entidades financieras, tenedores sujetosal impuesto mínimo alternativo, operadores detítulos que decidan contabilizar su inversión enacciones ordinarias o preferidas o ADSs sobre labase del ajuste a precios de mercado, y tenedoresde acciones ordinarias o preferidas o ADSs entransacciones de cobertura, o como estrategia deinversión (straddle) o parte de una transacción deconversión.EN RELACION CON UNA INVERSIÓN EN ACCIONESORDINARIAS O PREFERIDAS O ADSs, TODOINVERSOR DEBE CONSULTAR A SU ASESORIMPOSITIVO SOBRE LOS IMPUESTOS A PAGAR,INCLUIDOS LOS IMPUESTOS A PAGAR EN VIRTUDDE LEYES QUE NO SEAN LAS DEL IMPUESTO A LASGANANCIAS FEDERAL DE LOS ESTADOS UNIDOS.Las acciones preferidas serán consideradascapital propio a los fines del impuesto a lasganancias federal de los Estados Unidos. En general,a los fines del impuesto a las ganancias federal de159
los EE.UU., un tenedor de ADSs será consideradotenedor de las acciones ordinarias o preferidasrepresentadas por dichas ADSs, y no se reconoceráninguna ganancia o pérdida si se canjean dichasADSs por las acciones ordinarias o preferidas querepresentan.En este análisis, el término ADSs se refierea las ADSs relacionadas con acciones ordinarias ypreferidas, y la expresión “tenedor de EE.UU.” serefiere a un tenedor de ADSs, que:• es ciudadano o residente de losEstados Unidos de América;• es una sociedad anónima (corporation)constituida de acuerdo con las leyes delos Estados Unidos de América o decualquiera de sus estados, o• está sujeto de otra forma al impuestoa las ganancias federal de los EstadosUnidos sobre una base neta enrelación con las acciones o ADSs.Impuesto sobre las DistribucionesUn tenedor de los EE.UU. reconoceráganancias ordinarias por dividendos a los fines delimpuesto a las ganancias federal de los EE.UU. porun monto equivalente al monto de efectivo y alvalor de los bienes que la Compañía distribuya comodividendos en la medida en que dicha distribuciónse pague a partir de nuestros ingresos y utilidadescorrientes o acumuladas, según se estipula a losfines del impuesto a las ganancias federal de losEE.UU., cuando dicha distribución sea recibida por elcustodio o por el tenedor de los EE.UU. en el casode un tenedor de acciones ordinarias o preferidas.El monto de toda distribución incluirá el monto delimpuesto de Brasil retenido sobre el montodistribuido, y el monto de una distribución pagadoen reales se calculará por referencia al tipo decambio para convertir reales a dólaresestadounidenses vigente en la fecha en que ladistribución sea recibida por el custodio o por untenedor de los EE.UU. en el caso de accionesordinarias o preferidas. Si el custodio, o el tenedorde los EE.UU. en el caso de tenedores de accionesordinarias o preferidas, no convierte dichos reales adólares estadounidenses en la fecha en que losrecibe, es posible que el tenedor de los EE.UU.reconozca una ganancia o una pérdida pordiferencia de cambio que será una ganancia opérdida ordinaria, cuando los reales se conviertan adólares. Los dividendos pagados por la Compañíano serán elegibles para la deducción por dividendosrecibidos (dividend received deduction) permitida alas compañías en virtud del Código.Con ciertas excepciones de posiciones acorto plazo y de cobertura, el monto en dólarescorrespondiente a dividendos recibidos por unapersona física antes del 1º de enero de 2011 por susADSs, estará sujeto a impuestos a una tasa máximadel 15%, si los dividendos son "dividendoscalificados". Los dividendos pagados por las ADSsserán considerados dividendos calificados si (i) lasADSs son inmediatamente negociables en mercadosde títulos establecidos en los Estados Unidos y (ii) laSociedad no fue, durante el ejercicio anterior alpago de dividendos, y no es, durante el ejercicio enque se pagan dividendos, una sociedad de inversiónextranjera pasiva (PFIC, por sus siglas en inglés)conforme lo definido a los fines del impuesto a lasganancias federal de los EE.UU. Las ADSs se cotizanen la Bolsa de Valores de Nueva York y son aptaspara ser inmediatamente negociables en mercadosde títulos establecidos en los Estados Unidos entanto coticen en dicha Bolsa. En base a los estadoscontables auditados de la Compañía y datospertinentes sobre el mercado y los accionistas, laCompañía considera que no recibió el tratamientode PFIC a los fines del impuesto a las gananciasfederal de los Estados Unidos en relación con losejercicios fiscales 2007 o <strong>2008</strong>. Además, en base alos estados contables auditados de la Compañía ysus expectativas acerca del valor y la naturaleza desus activos, el origen y la naturaleza de susganancias, y la información pertinente sobre elmercado y los accionistas, la Compañía no prevétransformarse en una PFIC para el ejercicioeconómico 2009. En base a las normas vigentes, noestá claro si los dividendos recibidos en relación conlas acciones serán considerados dividendoscalificados ya que las acciones no cotizan en unabolsa de los EE.UU. Además, el Tesoro de losEstados Unidos ha anunciado su intención depromulgar normas conforme a las cuales sepermitirá que los tenedores de ADSs y losintermediarios a través de los cuales se es titular dedichos títulos cuenten con certificados de losemisores para que sus dividendos seanconsiderados aptos a los fines de presentación deinformación impositiva. Debido a que estas normas160
aún no han sido promulgadas, no está claro si laCompañía cumplirá con los requisitos establecidos.Las distribuciones de ganancias poracciones o ADSs se considerarán, en general,ingresos por dividendos de fuentes fuera de losEstados Unidos y serán en general “ganancia pasiva”a los fines de crédito por tributación en elextranjero. Sujeto a ciertas limitaciones, elimpuesto a las ganancias brasileño retenido enrelación con una distribución de acciones o de ADSspuede considerarse un crédito ante la obligacióntributaria por el impuesto a las ganancias federal delos Estados Unidos de un tenedor de los EE.UU. sidicho tenedor de los EE.UU. decide durante dichoejercicio acreditar todos los impuestos a lasganancias extranjeros. La retención impositivabrasileña también puede considerarse unadeducción de ganancias imponibles. El crédito portributación en el extranjero puede no ser permitidopara retenciones impositivas en relación condeterminadas posiciones en títulos a corto plazo ode cobertura o en relación con acuerdos en loscuales la ganancia económica prevista por untenedor de los EE.UU. no sea significativa. Losaccionistas estadounidenses deberán consultar asus asesores impositivos respecto a las implicanciasde estas normas teniendo en cuenta suscircunstancias particulares.Los tenedores de ADSs que seansociedades anónimas (corporations) extranjeras opersonas físicas extranjeras no residentes en losEstados Unidos (“tenedores no estadounidenses”)por lo general no estarán sujetos al impuesto a lasganancias federal de los Estados Unidos o aretenciones impositivas sobre la distribución dedividendos correspondientes a acciones o ADSsconsiderados como ingresos por dividendos a losfines del impuesto a las ganancias federal de losEstados Unidos, a menos que esos dividendos esténefectivamente relacionados con una actividad onegocio en los Estados Unidos llevado a cabo por eltenedor.Los tenedores de acciones y ADSs debenconsultar a sus asesores impositivos respecto de ladisponibilidad de la tasa reducida del impuesto a losdividendos teniendo en cuenta el análisisprecedente y sus circunstancias particulares.Impuesto a las Ganancias de CapitalEn ocasión de la venta u otro tipo dedisposición de acciones o ADSs, un tenedor de losEE.UU. en general reconocerá una pérdida oganancia a los fines del impuesto a las gananciasfederal de los Estados Unidos. El monto de lapérdida o ganancia será igual a la diferencia entre elmonto obtenido por la venta de las acciones o ADSsy la base impositiva de las acciones o ADSs deltenedor de los EE.UU. Dicha ganancia o pérdidaestará sujeta, en general, al pago del impuesto a lasganancias federal de los Estados Unidos y seconsiderará ganancia o pérdida de capital. El montoneto de la ganancia de capital a largo plazoreconocida por un tenedor individual antes del 1ºde enero de 2011, en general, estará sujeto aimpuesto a una tasa máxima del 15%. Las pérdidasde capital podrán deducirse de la gananciaimponible sujeto a ciertas limitaciones.Un tenedor no estadounidense no estarásujeto al impuesto a las ganancias federal de losEstados Unidos o retención impositiva sobre lasganancias realizadas al vender o de otra formadisponer de acciones o ADSs, a menos que:• dicha ganancia esté efectivamenterelacionada con la realización, porparte del tenedor, de actividadescomerciales en los Estados Unidos; o• dicho tenedor sea un individuo queesté en los Estados Unidos de Américadurante 183 días o más durante elejercicio fiscal de la venta y además secumplan otras condiciones.Retención Adicional de Impuestos (BackupWithholding) y Presentación de InformaciónLos dividendos y el producido de la venta uotra forma de disposición de ADSs o accionesordinarias o preferidas obtenidos por un tenedor delos EE.UU. en general podrán estar sujetos a losrequisitos de presentación de informaciónestablecidos en el Código y podrán estar sujetos auna retención adicional de impuestos, a menos queel tenedor de los EE.UU. presente un número deidentificación de contribuyente válido o justifiquede otro modo su exención. El monto de todaretención adicional de impuestos cobrado por unpago a un tenedor de los EE.UU. podrá compensarsecon la obligación del impuesto a las ganancias161
federal de los Estados Unidos y podrá facultar altenedor de los EE.UU. a obtener un reintegro,siempre que provea la información necesaria alInternal Revenue Service.Un tenedor no estadounidense en generalestará exento del requisito de presentación deinformación y de retención adicional de impuestos,pero podrá requerirse que cumpla con ciertostrámites de certificación e identificación a fin dedemostrar que tiene derecho a dicha exención.Impuestos Relacionados con las Obligaciones dePifCoEl siguiente resumen describe los aspectosprincipales del impuesto a las ganancias de las IslasCaimán, Brasil y los Estados Unidos que pueden serrelevantes en relación con la compra, titularidad yventa de los títulos de deuda de PifCo. Esteresumen no incluye impuestos estaduales,municipales o de otra jurisdicción fiscal que no sealas Islas Caimán, Brasil y los Estados Unidos.Este resumen se basa en la legislaciónimpositiva de las Islas Caimán, Brasil y los EstadosUnidos vigente a la fecha de este informe anual, queestá sujeta a cambios (posiblemente con efectoretroactivo). Esta descripción no abarca todas lasconsideraciones tributarias que pueden serrelevantes para un determinado inversor, incluidaslas consideraciones tributarias que surgen de lasnormas de aplicación general a todos loscontribuyentes o a ciertas clases de inversores oque generalmente se supone que son deconocimiento público. Los compradores potencialesde obligaciones deben consultar con sus asesoresimpositivos respecto de los impuestos a pagar enrelación con la adquisición, titularidad y venta deobligaciones.No existen tratados que eviten la dobleimposición entre las Islas Caimán y los EstadosUnidos, entre las Islas Caimán y Brasil, ni entre Brasily los Estados Unidos. Durante los últimos años, lasautoridades tributarias de Brasil y de los EstadosUnidos han mantenido negociaciones que podríanculminar en la firma de un tratado de esanaturaleza. Sin embargo, no podemos predecir si seconcretará un tratado o cuándo entrará en vigenciao de qué manera afectará a los tenedores deobligaciones de los EE.UU.Impuestos de las Islas CaimánDe acuerdo con la legislación vigente, PifCono está sujeta a los impuestos a las ganancias, sobreel capital, las transferencias, las ventas ni a ningúnotro impuesto en las Islas Caimán.PifCo fue constituida como sociedad exentacon arreglo a la legislación de las Islas Caimán el 24de setiembre de 1997. PifCo ha obtenido unCompromiso de Concesiones Fiscales deconformidad con el Artículo 6 de la Ley deConcesiones Fiscales (revisada en 1999) queestablece que, durante un período de veinte años acontar desde la fecha en que fue firmado, ningunaley a ser promulgada con posterioridad a esteinforme en las Islas Caimán que imponga impuestoso regalías sobre las ganancias o bienes de capital,beneficios o apreciaciones se aplicará a lasganancias o bienes de PifCo y que se considera queestablece que no se aplicará impuesto alguno sobrelas ganancias, ingresos o apreciaciones ni ningúnimpuesto relacionado con el patrimonio o impuestoa la herencia o en relación con las acciones,debentures u otras obligaciones de PifCo, ni a modode retención de una porción de un pago de capitaladeudado en virtud de un debenture u otraobligación de PifCo.No se aplica ninguna retención impositivaen las Islas Caimán a las distribuciones por parte dePifCo en relación con las obligaciones. Los tenedoresde obligaciones no están sujetos al impuesto a lasganancias, sobre el capital, las transferencias, lasventas ni otros impuestos en las Islas Caimán enrelación con la compra, titularidad o venta de lasmismas.Los tenedores de obligaciones que ingresena o se emitan en las Islas Caimán serán responsablesdel pago de un impuesto a los sellos de hastaC.I.$250 por cada obligación, a menos que se hayapagado un impuesto a los sellos de C.I.$500 enrelación con la totalidad de la emisión deobligaciones (en cuyo caso no deberá pagarse otroimpuesto a los sellos en relación con dichasobligaciones).Impuestos de BrasilEl siguiente análisis constituye un resumende las consideraciones tributarias relacionadas conla inversión en obligaciones por parte de noresidentes en Brasil. El análisis se basa en la162
legislación impositiva de Brasil vigente a la fecha delpresente y está sujeto a los cambios en la legislaciónbrasileña que puedan entrar en vigenciaposteriormente. La información presentada acontinuación solo constituye un análisis general y noincluye todas las posibles consecuenciasrelacionadas con la inversión en obligaciones.LOS INVERSORES DEBEN CONSULTAR A SUSASESORES IMPOSITIVOS SOBRE LASCONSECUENCIAS RESULTANTES DE LA COMPRA DEOBLIGACIONES, INCLUYENDO, SIN CARÁCTERTAXATIVO, LAS CONSECUENCIAS DEL COBRO DEINTERESES Y DE LA VENTA, RESCATE O PAGO DELAS OBLIGACIONES O CUPONES.En general, una persona física o jurídica, unfideicomiso u organización con domicilio, a los finesimpositivos, fuera de Brasil (un “no residente”) pagaimpuestos en Brasil sólo cuando la gananciaproviene de fuentes brasileñas. Por consiguiente, lasganancias pagadas por PifCo en relación con lasobligaciones emitidas a favor de tenedores noresidentes no están sujetas a impuestos en Brasil.Los intereses (incluido el descuento sobreel valor de la emisión [OID, por sus siglas en inglés],honorarios, comisiones, gastos y cualquier otromonto pagadero por un residente en Brasil a un noresidente) están, en general, sujetos al impuesto alas ganancias retenido en origen. A la fecha, la tasadel impuesto es del 15% o cualquier otra tasainferior establecida por un tratado impositivofirmado entre Brasil y otro país. Si el receptor delpago está domiciliado en una jurisdicción calificadacomo paraíso fiscal por la normativa fiscal brasileña,la tasa será del 25%.Si los pagos correspondientes a lasobligaciones provienen de una fuente brasileña, secompensará a los tenedores de las obligaciones demodo tal que, luego del pago del impuesto aplicableen Brasil realizado por medio de retención,deducción u otra forma, en relación con el capital,los intereses (incluido el OID) y otros montospagaderos en relación con las obligaciones (con máslos intereses y penalidades correspondientes), eltenedor de una obligación reciba un montoequivalente a los montos que dicho tenedor habríarecibido si no se hubieran pagado dichos impuestosbrasileños (con más los intereses y penalidadescorrespondientes). El deudor brasileño pagará,excepto en ciertos casos, montos adicionales paracubrir dichas retenciones o deducciones de modoque el tenedor reciba el monto neto exigible.De conformidad con la Ley Nº 10.833 del29 de diciembre del 2003, las ganancias de capitalobtenidas por residentes no brasileños por la ventade activos tangibles ubicados en Brasil, sea o no aotros no residentes, y realizada en Brasil o en elextranjero, están sujetas a tributación en Brasil auna tasa del 15% (se aplica una alícuota del 25% si latransacción es realizada por un inversor residenteen jurisdicción de un paraíso fiscal, es decir, un paísque no cobra impuesto a las ganancias o lo hace auna tasa máxima inferior al 20%). Consideramosque, a los fines de esta ley, las obligaciones no seajustan a la definición de activos tangibles ubicadosen Brasil, pero ni las autoridades tributarias ni lostribunales judiciales se han pronunciado aún alrespecto. Por consiguiente, no podemos prever siese concepto prevalecerá en los tribunalesbrasileños o no.En general, no se aplican impuestos a laherencia, donación, sucesión, de sellos, ni ningúnotro impuesto de este tipo en Brasil en relación conla titularidad, transferencia, cesión u otro tipo dedisposición de obligaciones por parte de un noresidente, a excepción de los impuestos a laherencia y las donaciones cobrados por algunosestados brasileños sobre donaciones y legados porparte de personas físicas o jurídicas no domiciliadaso no residentes en Brasil a individuos o entidades nodomiciliados o residentes en dichos estados.Impuesto a las Ganancias Federal de los EstadosUnidosEl siguiente resumen presenta aspectos delimpuesto a las ganancias federal de los EstadosUnidos que pueden ser importantes para lostenedores de obligaciones que, a los fines delimpuesto a las ganancias federal de los EstadosUnidos, son ciudadanos o residentes de los EstadosUnidos o una empresa estadounidense o que estánsujetos por algún otro motivo al impuesto a lasganancias federal de los Estados Unidos sobre labase de la utilidad neta en relación con lasobligaciones (un “tenedor estadounidense”). Esteresumen está basado en el Código, susantecedentes legislativos, las reglamentaciones delTesoro de los Estados Unidos, ya sea vigentes opropuestas, la normativa publicada por el U.S.Internal Revenue Service (Servicio de Impuestos163
Internos de los EE.UU. – IRS), y las sentenciasjudiciales, todo ello vigente a la fecha y todo lo cualestá sujeto a modificaciones o a diferentesinterpretaciones, que podrían ser aplicadasretroactivamente. Este resumen no intenta describirtodos los aspectos del impuesto a las gananciasfederal de los Estados Unidos que pueden serrelevantes para inversores específicos, tales comoentidades financieras, compañías de seguros,operadores o agentes de títulos o divisas,sociedades de inversión reguladas, organizacionesexentas de impuestos, determinados tenedores deobligaciones a corto plazo, personas que cubren suexposición en las obligaciones o que son titulares delas obligaciones como parte de una estrategia deinversión (straddle) o como parte de una coberturao “transacción de conversión”, a los fines delimpuesto a las ganancias federal de los EstadosUnidos, personas que realizan transacciones de“venta constructiva” (constructive sale) en relacióncon las obligaciones o Tenedor de los EE.UU., cuyamoneda funcional no sea el dólar estadounidense.Los tenedores de los EE.UU. deben tener en cuentaque el pago del impuesto a las ganancias federal delos Estados Unidos sobre las obligaciones puede sersustancialmente diferente para los inversoresdescriptos en el párrafo anterior.Además, este resumen no analiza ningúnaspecto de impuestos extranjeros, estaduales omunicipales. Este resumen solo se aplica acompradores originales de obligaciones que lasadquieren al precio de emisión original y las poseencomo "activos de capital" (en general, bienes confines de inversión) con arreglo al capítulo 1221 delCódigo.EN RELACION CON UNA INVERSION ENOBLIGACIONES, TODO INVERSOR DEBECONSULTAR A SU ASESOR IMPOSITIVO SOBRE LOSIMPUESTOS A PAGAR, INCLUIDOS LOS IMPUESTOSA PAGAR EN VIRTUD DE LEYES QUE NO SEAN LASLEYES DEL IMPUESTO A LA GANANCIAS FEDERALDE LOS ESTADOS UNIDOS.Pago de InteresesLos pagos de “intereses establecidoscalificados” (según se define a continuación) sobreuna obligación (incluso montos adicionales, si loshubiere) serán en general gravables a los tenedoresestadounidenses como ingresos por interesesordinarios cuando dichos intereses se devenguen oreciban, de acuerdo con el método contableimpositivo regular del tenedor estadounidense. Engeneral, si el “precio de emisión” de una obligaciónes inferior al “precio de rescate establecido alvencimiento” por más de un monto de minimis, seconsiderará que dicha obligación tiene un“descuento de emisión original” (“OID”). El preciode emisión de una obligación es el primer precio alcual una cantidad sustancial de dichas obligacionesse vende a los inversores. El precio de rescateestablecido al vencimiento de una obligación incluyeen general todos los pagos que no sean pagos deintereses establecidos calificados.En general, se requerirá que cada tenedorestadounidense de una obligación, ya sea que dichotenedor utiliza la contabilidad impositiva delmétodo de lo percibido o de lo devengado, incluyaen la utilidad bruta como ingresos por interesesordinarios la suma de las “porciones diarias” del OIDsobre la obligación durante los días del ejerciciofiscal en los cuales el tenedor estadounidense estitular de la obligación. Las porciones diarias delOID sobre una obligación se determinan asignandoa cada día en un período de devengamiento unaporción proporcional del OID asignable a dichoperíodo de devengamiento. En general, en el casode un tenedor inicial, el monto de OID sobre unaobligación asignable a cada período dedevengamiento se determina (i) multiplicando el“precio de emisión ajustado”, según se define acontinuación, de la obligación al comienzo delperíodo de devengamiento por el resultado de dichaobligación al vencimiento y (ii) deduciendo de dichoproducto el monto de interés establecido calificadoasignable a dicho período de devengamiento. Lostenedores estadounidenses deben tener en cuentaque en general deberán incluir el OID en la utilidadbruta como ingresos por intereses ordinarios a losfines del impuesto a las ganancias federal de losEE.UU. al momento de devengarse, con anterioridadal cobro de efectivo atribuible a dicha ganancia. El“precio de emisión ajustado” de una obligación alcomienzo de un período de devengamiento engeneral será la suma de su precio de emisión (quegeneralmente incluye los intereses devengados, silos hubiera) y el monto de OID asignable a todos losperíodos de devengamiento anteriores, menos elmonto de todos los pagos que no sean pagos de losintereses establecidos calificados (si los hubiera)realizados en relación con dicha obligación en todoslos períodos de devengamiento anteriores. Eltérmino “interés establecido calificado” se refiere164
en general a los intereses estipulados que se paganen forma incondicional en efectivo o en bienes (queno sean instrumentos de deuda del emisor) comomínimo anualmente durante el plazo completo deuna obligación a una tasa de interés fija única, osujeto a ciertas condiciones sobre la base de uno omás índices de interés.Los ingresos por intereses, incluido el OID,correspondientes a las obligaciones se consideraningresos de fuente extranjera a los fines delimpuesto a las ganancias federal de los EstadosUnidos y, a excepción de algunos casos, serántratados por separado, conjuntamente con otrosrubros de “ganancia pasiva” a los fines decontabilizar el crédito por tributación en elextranjero permitido por la legislación sobre elimpuesto a las ganancias federal de los EstadosUnidos. El cálculo de los créditos por tributación enel extranjero incluye la aplicación de reglascomplejas que dependen de las circunstanciasespecíficas de cada inversor estadounidense. Lostenedores estadounidenses deben consultar a susasesores impositivos sobre la disponibilidad decréditos por tributación en el extranjero y eltratamiento de los montos adicionales.Venta o Disposición de ObligacionesUn tenedor estadounidense generalmentedebe declarar las ganancias o pérdidas de capitalsobre la venta, canje, retiro u otro tipo dedisposición de las obligaciones, por un montoequivalente a la diferencia entre el monto realizadopor la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición(excepto los montos correspondientes a losintereses establecidos calificados devengados, queserán gravados como tales) y la base impositivaajustada de la obligación del tenedorestadounidense. La base impositiva ajustada de unaobligación de un tenedor estadounidense será, engeneral, equivalente al costo de la obligación mástodos los montos incluidos en los ingresos brutosdel tenedor estadounidense en concepto de OID,menos todos los pagos excepto el pago de interesesestablecidos calificados correspondientes a laobligación. Las pérdidas o ganancias realizadas porun tenedor estadounidense sobre la venta, canje,retiro u otro tipo de disposición de las obligacionesse considerarán, en general, ganancias o pérdidasde fuente estadounidense a los fines del impuesto alas ganancias federal de los Estados Unidos, amenos que correspondan a una oficina u otro lugarcomercial fijo fuera de los Estados Unidos y secumplan otras condiciones específicas. Lasganancias o pérdidas realizadas por un tenedorestadounidense serán ganancias o pérdidas decapital, y serán ganancias o pérdidas de capital alargo plazo, si ese inversor tuviera en su poder lasobligaciones durante más de un año. El monto netode ganancia de capital a largo plazo declarado porun tenedor individual antes del 1º de enero del2011 estará gravado, en general, con una alícuotamáxima del 15%. Las pérdidas de capital podrándeducirse de las ganancias imponibles, sujeto aciertas limitaciones.Retención Adicional de Impuestos (BackupWithholding) y Presentación de InformaciónUn tenedor estadounidense puede, enalgunos casos, estar sujeto a una “retenciónadicional” en relación con determinados pagosrecibidos, a menos que el inversor (i) sea unapersona jurídica o pertenezca a otras categoríasexentas y pueda demostrarlo fehacientemente, o (ii)presente un número de identificación decontribuyente válido, pruebe que no está sujeto adicha retención adicional o que cumple de otraforma con los requisitos aplicables establecidos porlas normas de retención adicional. Todo montoretenido con arreglo a esas normas en general serácompensado con un crédito a ser descontado de laobligación del tenedor estadounidense por elimpuesto a las ganancias federal de los EstadosUnidos. Los inversores no estadounidensesgeneralmente están exentos de retencionesadicionales, pero es posible que, en ciertos casos,deban realizar determinados trámites decertificación e identificación a fin de demostrar quetienen derecho a esa exención.Tenedores No EstadounidensesUn tenedor o titular beneficiario deobligaciones que no sea un tenedor de los EE.UU.(tenedor no estadounidense) en general no estarásujeto al impuesto a las ganancias federal de losEstados Unidos ni a la retención impositiva sobre losintereses obtenidos de las obligaciones. Además, untenedor no estadounidense no estará sujeto alimpuesto a las ganancias federal de los EstadosUnidos ni a la retención impositiva sobre lasganancias realizadas al vender obligaciones a menosque, en el caso de una ganancia realizada por unindividuo tenedor no estadounidense, el tenedor noestadounidense esté en los Estados Unidos durante165
183 días o más durante el ejercicio fiscal de la ventay se cumplan determinadas condiciones.Documentos PresentadosEstamos sujetos a la obligación depresentar información dispuesta por la Ley delMercado de Valores de 1934, con suscorrespondientes reformas y, en consecuencia,presentamos informes y otra información ante laSEC. Los informes y toda otra información quepresentamos ante la SEC pueden ser consultados ycopiados en la Sala de Referencia de la SEC en 100 FStreet, N.E., Washington, D.C. 20549. Puedeobtenerse información adicional acerca delfuncionamiento de la Sala de Referenciacomunicándose con la SEC al 1‐800‐SEC‐0330. Losinformes y otra información de <strong>Petrobras</strong> tambiénpueden consultarse en las oficinas de la Bolsa deValores de Nueva York ubicadas en 11 Wall Street,New York, New York 10005, en la que se cotizan lasADSs de <strong>Petrobras</strong>. Las presentaciones de <strong>Petrobras</strong>ante la SEC también están a disposición del públicoen el sitio de la SEC: http://www.sec.gov. Sírvasecomunicarse con el (212) 656‐5060 para obtenerinformación adicional en relación con la obtenciónde copias de las presentaciones públicas de<strong>Petrobras</strong> en la Bolsa de Valores de Nueva York.<strong>Petrobras</strong> también presenta estadoscontables y otros informes periódicos ante la CVM.Item 11. Información Cualitativa y Cuantitativasobre los Riesgos del Mercado<strong>Petrobras</strong>Gestión de RiesgosLa Compañía está expuesta a diversosriesgos de mercado y crediticios inherentes al cursonormal de la actividad comercial. El riesgo demercado es la posibilidad de que variaciones en lastasas de interés, tipos de cambio o precios de loscommodities afecten en forma negativa el valor delos activos o pasivos financieros o los flujos defondos futuros previstos. El riesgo crediticio es elincumplimiento, por parte de la contraparte, de laobligación de pago en virtud de un contratocomercial o de derivados.relacionados con los precios de los commodities, lastasas de interés y los tipos de cambio. Estosinstrumentos derivados se utilizan sólo paracompensar la exposición a los riesgos de mercado yno con fines comerciales. Nuestros ejecutivos estána cargo de la administración de los riesgos demercado. Cubrimos los riesgos crediticioscumpliendo normas estrictas, supervisadas por unComité de Crédito, para evaluar a las contrapartes ydefinir garantías adecuadas.El Comité de Gestión de Riesgos de<strong>Petrobras</strong> evalúa la exposición a riesgos y establecelineamientos para medir, controlar y administrar losriesgos relacionados con nuestras actividades. ElComité de Gestión de Riesgos está compuesto porrepresentantes de todas las áreas de negocio de laCompañía.Riesgos Derivados de los Precios de losCommoditiesLas ventas de crudo y productos derivadosdel petróleo de la Compañía se basan en los preciosinternacionales, por lo tanto estamos expuestos alas fluctuaciones de los precios en los mercadosinternacionales.Con el fin de atenuar el impacto de estasfluctuaciones, hemos concretado operaciones dederivados, principalmente contratos de futuros,contratos a término, opciones y swaps. Nuestroscontratos de derivados establecen coberturaseconómicas para las compras y ventas previstas decrudo y productos derivados del petróleo en losmercados internacionales, que en general se prevéconcretar en un plazo de 30 a 360 días. Laexposición en dichos contratos se limita a ladiferencia entre el valor contractual y el valor demercado de los volúmenes cubiertos.Las posiciones abiertas en el mercado defuturos, en comparación con el valor en el mercadocontado, arrojaron pérdidas por U$S28,7 millonesen <strong>2008</strong>, U$S24,7 millones en 2007 y U$S1,6millones en 2006. Para obtener mayor informaciónsobre las transacciones con derivados decommodities, véase la Nota 20 a los estadoscontables consolidados auditados.Utilizamos instrumentos derivados paracubrir la exposición a riesgos de mercado166
El siguiente cuadro presenta un análisis de sensibilidad que indica la variación neta del valor razonableatribuible a una variación negativa del 10% del precio de los commodities subyacentes al 31 de diciembre de<strong>2008</strong>, que corresponde a un aumento del 10% en el precio de los commodities subyacentes para los contratos deopciones, futuros y swaps.<strong>Petrobras</strong> PifCo TotalVigentes aDiciembre <strong>2008</strong> CantidadValorRazonable (1) CantidadValorRazonable (1) Cant.ValorRazonable (1)Sensibilidadal +10%(miles de (en millones de (miles de (en millones de (miles de (en millones de (en millones debarriles) U$S) barriles) U$S) barriles) U$S)U$S)Opciones:Contratos de compra 540 0 540Contratos de venta ... 540 0 5400,0 0,0 0,0 0,0Futuros:Contratos de158 3.775 3.933compra…………..Contratos de1.158 6.681 7.839venta…………….10,3 17,8 28,1 5,2Swaps:Recibe tasa variable/paga tasa fija 1.317 2.209 3.526Recibe tasa fija/paga tasa variable 1.917 2.007 3.9242,4 19,6 22,0 1,3(1) El valor razonable representa el cálculo de la ganancia o pérdida que se obtendría si los contratos se liquidaran a la fecha del balancegeneral.Riesgos Derivados de la Tasa de Interés y el Tipo deCambioEl riesgo derivado de la tasa de interés a laque esta expuesta la Compañía es en función denuestra deuda a largo plazo y, en menor medida, denuestra deuda a corto plazo. Nuestra deuda a largoplazo consiste principalmente en obligaciones ypréstamos tomados básicamente en relación coninversiones en proyectos de exploración y desarrolloy préstamos a compañías afiliadas. Nuestra deuda acorto plazo consiste principalmente en financiaciónde importaciones y exportaciones denominadas endólares y préstamos de capital de trabajo de bancoscomerciales. En general, nuestra deuda a tasaflotante en moneda extranjera está sujeta,principalmente, a las fluctuaciones de la tasa LIBOR.Nuestra deuda a tasa flotante en reales está sujeta,principalmente, a las variaciones del Certificado deDepósito Interbancario (Certificado de DepósitoInterbancário o CDI) y la tasa de interés a largo plazobrasileña (Taxa de Juros de Longo Prazo, o TJLP),fijada por el Consejo Monetario Nacional.Actualmente no utilizamos instrumentosderivados para administrar nuestra exposición a lavariación de las tasas de interés. Hemos analizadodiversas formas de instrumentos derivados parareducir nuestra exposición a las variaciones de lastasas de interés y podríamos utilizar estosinstrumentos financieros en el futuro.El riesgo del tipo de cambio al que estamosexpuestos se limita al balance general y derivaprincipalmente de la incidencia de obligacionesdenominadas en monedas diferentes al real ennuestra cartera de deuda. Véase el Item 5. “Análisisy Perspectivas Operativas y Financieras —Inflación yVariación del Tipo de Cambio.”167
El siguiente cuadro presenta un resumen sobre la exposición de la Compañía al riesgo de variación de lastasas de interés y tipos de cambio de nuestra cartera de deuda correspondiente a <strong>2008</strong> y 2007. El total de lacartera de deuda incluye la deuda a largo plazo, los arrendamientos de capital, el financiamiento de proyectos ylas porciones corrientes de los mismos, y la deuda a corto plazo.Endeudamiento Total<strong>2008</strong> 2007(%)En reales:A tasa fija ...................................................................................................................................................... 0,0 0,0A tasa flotante .............................................................................................................................................. 26,2 23,8Subtotal ........................................................................................................................................................ 26,2 23,8En dólares:A tasa fija ...................................................................................................................................................... 30,5 31,4A tasa flotante (incluye deuda a corto plazo)................................................................................................ 36,0 41,8Subtotal ........................................................................................................................................................ 66,5 73,2Otras divisas (principalmente yenes):A tasa fija ...................................................................................................................................................... 3,8 2,6A tasa flotante .............................................................................................................................................. 3,5 0,4Subtotal ........................................................................................................................................................ 7,3 3,0Total .................................................................................................................................................................. 100,0 100,0Deuda a tasa flotante:En reales ...................................................................................................................................................... 26,2 23,8En moneda extranjera .................................................................................................................................. 39,5 42,2Deuda a tasa fija:En reales ...................................................................................................................................................... 0,0 0,0En moneda extranjera .................................................................................................................................. 34,3 34,0Total .................................................................................................................................................................. 100,0 100,0Dólares estadounidenses .................................................................................................................................. 66,48 73,22Euros ................................................................................................................................................................. 0,25 0,30Yenes................................................................................................................................................................. 7,05 2,73Reales................................................................................................................................................................ 26,22 23,75Total.................................................................................................................................................................. 100,0 100,0168
El siguiente cuadro presenta información sobre el total de las obligaciones de deuda al 31 de diciembrede <strong>2008</strong>, que son sensibles a las variaciones de las tasas de interés y tipos de cambio. Este cuadro contiene losprincipales flujos de fondos y las tasas de interés promedio relacionadas con dichas obligaciones, por moneda yfecha de vencimiento estimada. Las tasas de interés variables se basan en tasas de referencia aplicables, LIBOR,TJLP, IGP‐M o CDI (Certificado de Depósito Interbancario) al 31 de diciembre del <strong>2008</strong>.2009 2010 2011 2012 2013 2014‐2022 TotalValorrazonable al31 dediciembrede <strong>2008</strong>(en millones de U$S, con excepción de los porcentajes)Deuda en EUROS:Deuda a tasa fija.......... 1 0 0 0 0 0 1 1Tasa de interéspromedio ................... 5,8% 5,7% − − − −Deuda a tasa variable .. 9 9 9 9 9 22 68 55Tasa de interéspromedio ................... 2,7% 1,8% 3,1% 3,4% 3,5% 3,8%Deuda en Yenes:Deuda a tasa fija.......... 532 35 33 33 33 386 1.051 960Tasa de interéspromedio ................... 3,8% 1,8% 1,7% 1,7% 1% 2,2%Deuda a tasa variable .. 12 21 11 119 119 596 878 705Tasa de interéspromedio ................... 4,7% 4,8% 4,5% 1,4% 1,4% 1,7%Deuda en dólares:Deuda a tasa fija.......... 1.121 681 494 252 822 4.972 8.342 8.161Tasa de interéspromedio ................... 6,9% 8,5% 7,4% 5,5% 8,1% 6,2%Deuda a tasa variable .. 3.704 1.178 1.568 1.063 558 1.771 9.841 9.315Tasa de interéspromedio ................... 2,8% 2,4% 3,4% 3,6% 3,8% 4,2%Deuda en reales:Deuda a tasa variable .. 582 1.136 2.888 830 255 1.479 7.169 6.991Tasa de interéspromedio ................... 10,0% 10,9% 13,2% 10,5% 9,4% 8,6%Total de lasobligaciones de deuda . 5.961 3.059 5.003 2.306 1.795 9.227 27.351 26.188La estrategia de administración de riesgode divisas incluye la utilización de instrumentosderivados para proteger a la Compañía de lavolatilidad del tipo de cambio, que puede afectar elvalor de determinadas obligaciones.PifCoPifCo está expuesta a riesgos de mercadodurante el curso de su actividad comercial,incluyendo riesgo de tasa de interés, riesgosrelacionados con variaciones de los precios delpetróleo y de los derivados del petróleo, y riesgosrelacionados con variaciones en el tipo de cambiode divisas. PifCo utiliza en forma limitada losderivados para administrar su exposición a estosriesgos de mercado. PifCo no mantieneinstrumentos derivados con fines comerciales.Riesgos Derivados del Precio de los CommoditiesPifCo concreta operaciones de derivadospara atenuar el impacto de las fluctuaciones delprecio del crudo y productos derivados del petróleo.PifCo utiliza contratos de futuros, swaps y opcionespara proteger sus márgenes con anterioridad a lascompras y ventas en los mercados internacionales,conforme se indica en el análisis de sensibilidadprecedente.169
Riesgos Derivados de la Tasa de Interés y elTipo de CambioPifCo no está expuesta a un riesgosignificativo derivado del tipo de cambio porque el94% de su deuda es en dólares. PifCo no celebracontratos de derivados ni otros acuerdos para cubrirlos riesgos derivados de la tasa de interés.El siguiente cuadro presenta los montos y las tasas de interés promedio ponderadas anualescorrespondientes, por fecha de vencimiento prevista, de las obligaciones de deuda a largo plazo de PifCo al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>:Obligaciones de Deuda 2010 2011 2012 2013 2014 2015‐2018 TotalValorrazonable al 31de diciembrede <strong>2008</strong>(en millones de U$S, con excepción de los porcentajes)Deuda en DólaresEstadounidenses:Deuda a Tasa Fija............. 68 304 70 435 442 3.188 4.507 4.480Tasa de InterésPromedio......................... 5,5% 8,8% 5,5% 8,7% 7,6% 6,4%Deuda a Tasa Variable..... 406 88 92 102 112 190 990 922Tasa de InterésPromedio......................... 1,9% 3,2% 3,6% 3,7% 3,9% 4,6%Deuda en Yenes:Deuda a Tasa Fija............. − − − − − 386 386 320Tasa de InterésPromedio......................... − − − − − 2,2%Total obligaciones dedeuda .............................. 474 392 162 537 554 3.764 5.883 5.722Total Cartera de Deuda 31 de diciembre de <strong>2008</strong> 31 de diciembre de 2007Deuda en dólares estadounidenses:Deuda a Tasa Fija.............................................................................................. 75,2% 72,4%Deuda a Tasa Flotante...................................................................................... 18,4% 22,3%Deuda en Yenes:Deuda a Tasa Fija.............................................................................................. 6,4% 5,3%Deuda a Tasa Flotante......................................................................................0% 0,0%Total Cartera de Deuda....................................................................................100,0% 100,0%Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la porcióncorriente de las obligaciones de deuda a largo plazode PifCo, que consisten en líneas de crédito a largoplazo y préstamos de entidades financieras, era deU$S143 millones. La tasa de interés promedioponderada anual sobre esta porción a corto plazoera 3,59% al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> comparadacon 5,59% al 31 de diciembre de 2007. Al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, PifCo no registraba líneas decrédito a corto plazo o créditos de entidadesfinancieras pendientes de pago.170
El siguiente cuadro indica el valor del swap de moneda en virtud del cual PifCo canjea pagos de capital eintereses sobre bonos denominados en yenes por montos en dólares estadounidenses. La variación del valorrazonable indica que el instrumento de cobertura es altamente eficaz.Swaps de moneda convencimiento en 2016Tasa deinterés(%)Valor de ReferenciaValor Razonable31 de diciembre de <strong>2008</strong> 31 de diciembre de2007(en millones de yenes)(en millones de U$S)Fijo/fijo 35.000 47 3Tasa promedio pagada (U$S) .................. 5,69Tasa promedio recibida (Yenes) ............. 2,1535.000 47 3Total Swaps de Moneda .........................171
Item 12.No aplicable.Descripción de Títulos que no sean AccionesPARTE IIItem 13.Incumplimientos, Dividendos Impagos e Incumplimiento de PagoNinguno.Item 14. Modificaciones Substanciales de los Derechos de los Tenedores de Títulos y Destino de losFondosNinguna.Item 15.Controles y ProcedimientosEvaluación de Controles y Procedimientos deDivulgación de Información<strong>Petrobras</strong> y PifCo han realizado unaevaluación, con la participación de nuestroPresidente y nuestro Director de Administración yFinanzas, de la eficacia de nuestros controles yprocedimientos de divulgación de información al 31de diciembre de <strong>2008</strong>. Existen limitaciones respectode la efectividad de los sistemas de control yprocedimientos de divulgación de información,incluso la posibilidad de errores humanos y de eludiro ignorar los controles y procedimientos. Enconsecuencia, aún los procedimientos y controlesde divulgación de información efectivos pueden sóloproveer certeza razonable respecto del logro de susobjetivos de control. Sobre la base de la evaluación,nuestro Presidente y nuestro Director deAdministración y Finanzas concluyeron que losprocedimientos y controles de difusión deinformación al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> eranefectivos para proveer certeza razonable de que lainformación a ser presentada en los informes deconformidad con la Ley del Mercado de Valores seregistra, procesa, resume e informa dentro de losplazos estipulados en virtud de las normas y losformularios aplicables, y que se recopila y comunicaa la Dirección, incluidos nuestro Presidente ynuestro Director de Administración y Finanzas, enforma apropiada para permitirles tomar decisionesoportunas relacionadas con la difusión de lainformación.Informe de la Dirección Relativo al Control Internode la Información FinancieraLas Direcciones de Petróleo BrasileiroS.A.—PETROBRAS y <strong>Petrobras</strong> International FinanceCompany—PifCo (cada una, una “Compañía”) tienenla responsabilidad de establecer y mantener unefectivo control interno de la información financieray de evaluar la efectividad del control interno de lainformación financiera.El control interno de cada Compañía sobrela información financiera es un proceso diseñadopor el Comité de Auditoría de <strong>Petrobras</strong> y elPresidente y el Director de Administración yFinanzas de cada Compañía o bajo la supervisión delos mismos, e implementado por el Consejo deAdministración, la Dirección y el personal de cadaCompañía con el fin de garantizar en formarazonable la confiabilidad de la informaciónfinanciera presentada y la confección de estadoscontables consolidados para su presentación parauso externo de conformidad con los principioscontables generalmente aceptados de los EstadosUnidos. El control interno de cada Compañía sobrela información financiera incluye políticas yprocedimientos que (i) corresponden almantenimiento de registros que, en detallerazonable, reflejan en forma precisa y uniforme, lasoperaciones y disposición de activos de laCompañía; (ii) garantizan en forma razonable quelas operaciones se registran en la forma necesariapara permitir la confección de estados contablesconsolidados de acuerdo con principios contablesgeneralmente aceptados de los Estados Unidos, y172
que las cobranzas y gastos de la Compañía serealizan sólo de conformidad con las autorizacionesemanadas de la Dirección y los consejeros de laCompañía; y (iii) garantizan en forma razonable laprevención y detección oportuna de compras,utilizaciones o disposiciones no autorizadas de losactivos de la Compañía que pudieran tener unefecto significativo sobre los estados contablesconsolidados.Dadas las limitaciones inherentes al controlinterno de la información financiera, es posible quedicho control no evite o detecte declaraciones falsasen forma oportuna. En consecuencia, aún lossistemas de control considerados efectivos puedensólo proporcionar certeza razonable en cuanto a laconfección y presentación de los estados contablesconsolidados. Asimismo, las proyecciones de laevaluación de la efectividad para períodos futurosestán sujetas al riesgo de que los controles puedanresultar inadecuados debido a cambios en lascondiciones o al deterioro en el nivel decumplimiento de las políticas y procedimientos.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la Dirección decada Compañía efectuó una evaluación de laefectividad del sistema de control interno depresentación de información financiera en base acriterios establecidos en: Control Interno – MarcoIntegrado emitido por el Comité de OrganizacionesPatrocinantes – COSO – de la Comisión Treadway.En base a dicha evaluación, la Dirección de cadaCompañía concluyó que al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>el sistema de control interno de presentación deinformación financiera de la Compañía era efectivo.La evaluación por parte de la Dirección decada Compañía de la efectividad de los sistemas decontrol interno de presentación de informaciónfinanciera al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> ha sidoauditada por KPMG Auditores Independentes,estudio contable certificado independiente,conforme lo establecido en el informe incluido eneste Informe Anual.Cambios en los Controles InternosLa Dirección de cada Compañía noidentificó cambios en los sistemas de controlinterno de presentación de información financieradurante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> que hayan afectado en forma substancial oprobablemente afecten en forma substancial elcontrol interno de presentación de informaciónfinanciera.Item 16A.Experto Financiero del Comité de AuditoríaEl 17 de junio de 2005, el Consejo deAdministración de la Compañía aprobó ladesignación de un Comité de Auditoría para cumplircon los requisitos dispuestos por la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002. Nuestro Consejo de Administraciónnombró a Fabio Colletti Barbosa como expertofinanciero del Comité de Auditoría, quien reviste elcarácter de independiente según se establece en 17CRF 240.10A‐3.El Consejo de Administración de PifCoejerce la función de Comité de Auditoría según laLey Sarbanes‐Oxley de 2002. El Consejo deAdministración de PifCo designó a Marcos AntonioSilva Menezes como “experto financiero del Comitéde Auditoría” conforme lo definido en este Item16A. Menezes no reviste el carácter deindependiente según se establece en 17 CRF240.10A‐3.Item 16B.Código de EticaLa Compañía ha adoptado un Código deEtica aplicable a nuestros empleados y ejecutivos yun Código de Buenas Prácticas aplicable a nuestrosconsejeros y ejecutivos. Ambos códigos se aplicantambién a PifCo. En 2006 hemos revisado yactualizado nuestro Código de Etica. No se permitenexcepciones a las disposiciones del Código de Etica odel Código de Buenas Prácticas. Ambosdocumentos están disponibles en el sitio web de<strong>Petrobras</strong>: www.petrobras.com.br/Relaciones con elInversor/Gobierno Corporativo. En <strong>2008</strong>, el Consejode Administración de <strong>Petrobras</strong> creó una Comisiónde Etica para promover un comportamiento ético yservir como foro de discusión de temas relacionadoscon la ética.173
Item 16C.Servicios y Honorarios del Estudio ContableHonorarios de Auditoría y de Otras Funciones<strong>Petrobras</strong>El siguiente cuadro incluye los honorarios facturados a la Compañía por nuestros auditores externos,KPMG Auditores Independentes, durante los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007:Ejercicio finalizado el 31 dediciembre de<strong>2008</strong> 2007(en miles de R$)Honorarios de Auditoría.............................................................................................................................. 23.673 23.328Honorarios relacionados con la Auditoría ................................................................................................... 287 2.136Impuestos.................................................................................................................................................... 859 603Total ........................................................................................................................................................... 24.819 26.067Los “Honorarios de Auditoría” presentadosen el cuadro precedente corresponden al total delos honorarios facturados por KPMG AuditoresIndependentes en relación con la auditoría denuestros estados contables anuales, revisiones deperíodos intermedios y auditorías de las subsidiarias(todas según los principios contables generalmenteaceptados de los Estados Unidos y de Brasil) y larevisión de los documentos periódicos presentadosen la SEC. En <strong>2008</strong>, los “Honorarios de Auditoría”incluyen los honorarios totales facturados porKPMG Auditores Independentes por el monto deR$2.750 mil en relación con la auditoría de loscontroles internos. Los “Honorarios Relacionadoscon la Auditoría” que constan en el cuadro anteriorcorresponden al total de los honorarios facturadospor KPMG Auditores Independentes, servicios decertificación y otros servicios que se relacionanrazonablemente con la realización de la auditoría ocon revisiones de nuestros estados contables y nose encuentran incluidos en el rubro “Honorarios deAuditoría”.Los impuestos que figuran en el cuadroprecedente constituyen los gastos facturados porKPMG Auditores Independentes por serviciosrelacionados con revisiones de cumplimento depago de impuestos exigidos en virtud de ladeclaración de impuestos federal anual yprocedimientos relacionados con el impuesto a lasganancias y a las ventas.174
PifCoEl siguiente cuadro incluye los honorarios facturados a PifCo por KPMG Auditores Independentes,durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007:Ejercicio finalizado el 31 dediciembre de<strong>2008</strong> 2007(en miles de R$)Honorarios de auditoría ............................................................................................................................. 966 764Honorarios relacionados con la auditoría................................................................................................... 67 29Total ........................................................................................................................................................... 1.033 793Los “Honorarios de Auditoría”corresponden al total de los honorarios facturadospor KPMG Auditores Independientes en relación conla auditoría de los estados contables anuales,revisiones de períodos intermedios y auditorías delas subsidiarias de PifCo (todas según los principioscontables generalmente aceptados de los EstadosUnidos y de Brasil) y la revisión de los documentosperiódicos presentados ante la SEC. Los“Honorarios relacionados con la Auditoría”corresponden a los servicios prestados en relacióncon la emisión de obligaciones de PifCo en losmercados de capitales internacionales y el programade pago anticipado de exportaciones, y los serviciosde certificación y otros servicios que se relacionanrazonablemente con la realización de la auditoría ocon revisiones de los estados contables de PifCo yno se encuentran incluidos en el rubro “Honorariosde Auditoría”.Políticas y Procedimientos de Aprobación delComité de AuditoríaEl Comité de Auditoría de la Compañía estáautorizado a recomendar al Consejo deAdministración políticas y procedimientos deaprobación previa para la contratación de losservicios de nuestros auditores externos o los dePifCo. A la fecha, nuestro Consejo de Administraciónno ha establecido aún dichas políticas yprocedimientos de aprobación previa. NuestroConsejo de Administración aprueba, expresamente,caso por caso, la contratación de los auditoresexternos en relación con los servicios a ser provistosa nuestras subsidiarias y a <strong>Petrobras</strong>. Los Estatutosde la Compañía prohíben que los auditores externospresten servicios de asesoramiento a nuestrassubsidiarias o a <strong>Petrobras</strong> durante el período decontratación de los mismos.Item 16D.BolsaExención de las Normas Relativas a los Comités de Auditoría de Sociedades que Cotizan enDe conformidad con las normas de la NYSEy la SEC relativas al Comité de Auditoría desociedades que cotizan en bolsa, la Compañía debecumplir con la Norma 10A‐3 de la Ley del Mercadode Valores, que exige la creación de un Comité deAuditoría compuesto por miembros del Consejo deAdministración que cumpla con determinadosrequisitos. En función de la exención establecida enla Norma 10 A‐3(b)(iv)(E), hemos designado a unmiembro del Comité de Auditoría, FranciscoItem 16E.<strong>Petrobras</strong>Roberto de Albuquerque, persona designada por elgobierno brasileño, que es una de nuestras afiliadas.A criterio de la Compañía, estos miembros actúanen forma independiente en el cumplimiento de susresponsabilidades en calidad de miembros delComité de Auditoría en virtud de la Ley Sarbanes‐Oxley y cumplen con los demás requisitosestablecidos en la Norma 10A‐3 de la Ley delMercado de Valores.Adquisición de Acciones por parte del Emisor y Compradores AfiliadosDurante el ejercicio finalizado el 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, ni <strong>Petrobras</strong> ni ningún“comprador afiliado”, según se define en la Norma10b‐18(a)(3) de La Ley del Mercado de Valores,adquirió nuestras acciones.175
Item 16F.No aplicable.Cambio del Contador Certificante del DeclaranteItem 16G.Gobierno CorporativoComparación de las Prácticas de GobiernoCorporativo de <strong>Petrobras</strong> con los Requisitos deGobierno Corporativo de la NYSE aplicables aSociedades constituidas en los EE.UU.De acuerdo con las normas de la Bolsa deValores de Nueva York (NYSE), los emisores privadosextranjeros están sujetos a requerimientos máslimitados en lo referente a las prácticas de gobiernocorporativo que los emisores locales de EE.UU. Encalidad emisor privado extranjero, <strong>Petrobras</strong> debecumplir con cuatro normas principales relativas a lasprácticas de gobierno corporativo de la NYSE: (i)debe cumplir con los requerimientos establecidosen la Norma 10A‐3 de la Ley del Mercado deValores; (ii) nuestro Presidente debe notificarinmediatamente a la NYSE si un ejecutivo tomaconocimiento de un incumplimiento substancial delas normas relativas a las prácticas de gobiernocorporativo de la NYSE; (iii) <strong>Petrobras</strong> debeproporcionar a la NYSE declaraciones escritasanuales e intermedias conforme lo exigido en virtudde las normas de gobierno corporativo de la NYSE; y(iv) <strong>Petrobras</strong> debe proporcionar una brevedescripción de las diferencias significativas entre susprácticas de gobierno corporativo y las prácticas desociedades constituidas en los EE.UU. en virtud delas normas de cotización de la NYSE.176
El siguiente cuadro incluye una breve descripción de las diferencias significativas entre las prácticaslocales de <strong>Petrobras</strong> y las normas de gobierno corporativo de la NYSE.ArtículoNormas de Gobierno Corporativo de la Bolsa deValores de Nueva York para Emisores LocalesIndependencia del Director303A.01 En el caso de sociedades que cotizan en bolsa, lamayoría de sus consejeros debe ser independiente.Las “sociedades controladas” están exentas de esterequisito.Prácticas de <strong>Petrobras</strong><strong>Petrobras</strong> es una sociedad controlada porque el Gobierno Federalde Brasil tiene el control de la mayoría de las acciones con derechoa voto. Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a<strong>Petrobras</strong> cumplir con el requisito de que la mayoría de susconsejeros deben ser independientes si fuera un emisor local delos EE.UU. No existe una disposición legal ni una política que exijaa <strong>Petrobras</strong> contar con consejeros independientes.303A.03 Los consejeros no ejecutivos de cada sociedad quecotiza en bolsa deben reunirse en sesionesejecutivas regularmente programadas sin losdirectores ejecutivos.Con la excepción del Presidente de <strong>Petrobras</strong> (que también esdirector), todos los consejeros de <strong>Petrobras</strong> son directores noejecutivos. Estos consejeros no ejecutivos no se reúnen ensesiones ejecutivas regularmente programadas sin la presencia delPresidente.Comité de Gobierno Corporativo/ de Candidatura303A.04 Las sociedades que cotizan en bolsa deben contarcon un comité de gobierno corporativo/decandidatura íntegramente compuesto porconsejeros independientes, con un reglamentoescrito que incluya una serie de obligacionesmínimas específicas.No se exige a las “sociedades controladas” cumplircon este requisito.Comité de Remuneración303A.05 Las sociedades que cotizan en bolsa deben contarcon un comité de remuneración íntegramentecompuesto por consejeros independientes, con unreglamento escrito que incluya una serie deobligaciones mínimas específicas.No se exige a las “sociedades controladas” cumplircon este requisito.<strong>Petrobras</strong> no cuenta con un Comité de Candidatura.<strong>Petrobras</strong> tampoco cuenta con un Comité de Gobierno Corporativocompuesto por consejeros.Por el contrario, Ia totalidad del Consejo de Administracióndesarrolla, evalúa y aprueba principios de gobierno corporativocon la colaboración de una comisión asesora de gobiernocorporativo que no está compuesta por consejeros. Dada sucondición de sociedad controlada, no se exigiría a <strong>Petrobras</strong>cumplir con el requisito relativo al comité de gobiernocorporativo/de candidatura si fuera un emisor local de los EE.UU.<strong>Petrobras</strong> cuenta con un comité que asesora al Consejo deAdministración en temas de remuneraciones y nombramiento deejecutivos. No existe una disposición legal ni una política que exijaque los miembros de este comité sean independientes.Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a<strong>Petrobras</strong> cumplir con el requisito relativo al comité deremuneración si fuera un emisor local de los EE.UU.303A.06303A.07Las sociedades que cotizan en bolsa deben contarcon un Comité de Auditoría compuesto por unmínimo de tres consejeros independientes quecumplan con los requisitos de independenciaestablecidos por la Norma 10A‐3 de la Ley deMercado de Valores, con un reglamento escrito queincluya una serie de obligaciones mínimasespecíficas.Comité de AuditoríaEl Comité de Auditoría de <strong>Petrobras</strong> es un comité asesor delConsejo de Administración. Actualmente está compuesto por dosmiembros independientes conforme a la Norma 10A‐3 de la Leydel Mercado de Valores, y ambos miembros del Comité deAuditoría también son miembros del Consejo de Administración de<strong>Petrobras</strong>. El Comité de Auditoría cuenta con un reglamentoescrito que establece sus responsabilidades entre las que seincluyen las siguientes: (i) fortalecer la relación con los auditoresexternos, y permitir una supervisión más detallada de su trabajo yde temas relacionados con su competencia e independencia, (ii)garantizar el cumplimiento de normas legales y reglamentaciones,incluyendo certificaciones, controles internos, procedimientos decumplimiento y ética, y (iii) supervisar la situación financiera de lasociedad, especialmente en relación con riesgos, trabajo deauditoría interna y presentación de información financiera.Planes de Opciones de Acciones303A.08 Los accionistas deben tener la oportunidad de votar En virtud de la Ley de Sociedades brasileña, se requiere la177
ArtículoNormas de Gobierno Corporativo de la Bolsa deValores de Nueva York para Emisores Localesen relación con los planes de opciones de accionesy revisiones substanciales de los mismos, conlimitadas excepciones establecidas en las normasde la NYSE.Prácticas de <strong>Petrobras</strong>aprobación de los accionistas para la adopción y revisión de losplanes de opciones de acciones. Actualmente <strong>Petrobras</strong> no cuentacon planes de opciones de acciones.Políticas de Gobierno Corporativo303A.09 Las sociedades que cotizan en bolsa deben adoptary revelar políticas relativas a las prácticas degobierno corporativo.<strong>Petrobras</strong> cuenta con Políticas de Gobierno Corporativo (Diretrizesde Governança Corporativa) que abarcan temas relacionados concriterios de admisión, responsabilidades, remuneración,orientación, auto evaluaciones de los Consejeros y acceso a laDirección. Las políticas no reflejan los requisitos de independenciaestablecidos en las Secciones 303A.01 y .02 de las normas de laNYSE. Determinadas partes de las políticas, incluyendo lassecciones sobre responsabilidades y remuneración, no se analizancon el mismo nivel de detalle establecido en los comentarios a lasnormas de la NYSE. Las políticas se encuentran disponibles en elsitio web de <strong>Petrobras</strong>.Código de Ética para Consejeros, Funcionarios y Empleados303A.10 Las sociedades que cotizan en bolsa deben adoptary revelar un código de conducta y ética empresarialpara consejeros, funcionarios y empleados, yrevelar de inmediato toda exención en relación conlas disposiciones del código con respecto aconsejeros o ejecutivos.<strong>Petrobras</strong> adoptó un Código de Etica (Código de Ética) aplicable asus empleados y un Código de Buenas Prácticas (Código de BoasPráticas) aplicable a consejeros y ejecutivos. No se permitenexenciones respecto a las disposiciones del Código de Etica o elCódigo de Buenas Prácticas. Ambos documentos se encuentrandisponibles en el sitio web de <strong>Petrobras</strong>.Requerimiento de Certificación303A.12 El Presidente de cada sociedad que cotiza en bolsadebe certificar ante la NYSE cada año que no tieneconocimiento de violaciones por parte de lasociedad de las normas sobre prácticas de gobiernocorporativo de la NYSE.El Presidente de <strong>Petrobras</strong> notificará inmediatamente a la NYSEpor escrito si un ejecutivo toma conocimiento de unincumplimiento substancial de las normas sobre prácticas degobierno corporativo de la NYSE.PARTE IIIItem 17. Estados ContablesNo aplicable.Item 18. Estados ContablesVéase páginas F‐2 a F‐179, incorporadas a este documento por referencia.178
Item 19.AnexosNo.Descripción1.1 Reforma de los Estatutos de Petróleo Brasileiro S.A.‐<strong>Petrobras</strong> (junto con la versión en inglés) (incorporada por referencia alInforme Anual contenido en el formulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS presentado ante la SEC el 30 de junio de2004 (Expediente No. 1‐15106)).1.2 Acta Constitutiva y Estatutos de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company (incorporados por referencia al Anexo I del InformeAnual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentados ante la SEC el 1° de julio de2002 y las correspondientes reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002, el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168) y el 26 de junio de 2007 y el 19 de mayo de <strong>2008</strong> (Expediente No. 001‐331121)). El Acta Constitutiva y los Estatutos dePifCo fueron reformados por última vez el 23 de febrero de <strong>2008</strong>.2.1 Contrato de Depósito de fecha 14 de julio de 2000 entre <strong>Petrobras</strong> y Citibank, N.A., en calidad de depositario, y los tenedoresregistrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones ordinarias de <strong>Petrobras</strong> (incorporadopor referencia al Anexo de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> en el <strong>Form</strong>ulario F–6 presentado ante la SEC el 17 de julio de2000 (Expediente No. 333‐123000)).2.2 Contrato de Depósito reformado y actualizado de fecha 21 de febrero de 2001 entre <strong>Petrobras</strong> y Citibank N.A., en calidad dedepositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones preferidasde <strong>Petrobras</strong> (incorporado por referencia al Anexo 4.1 de la Reforma N° 1 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> en el<strong>Form</strong>ulario F‐1 presentado ante la SEC el 3 de julio de 2001 (Expediente No. 333‐13660)).2.3 Reforma N°1 de fecha 23 de marzo de 2001 del Contrato de Depósito reformado y actualizado de fecha 21 de febrero de 2001entre <strong>Petrobras</strong> y Citibank N.A., en calidad de depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American DepositaryShares, que representan las acciones preferidas de <strong>Petrobras</strong> (incorporada por referencia al Anexo 4‐2 de la Reforma N° 1 de laDeclaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> en el <strong>Form</strong>ulario F‐1 presentado ante la SEC el 3 de julio de 2001 (Expediente No. 333‐13660)).2.4 Contrato de Fideicomiso de fecha 19 de julio de 2002 entre <strong>Petrobras</strong> y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario(incorporado por referencia al Anexo 4.4 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y <strong>Petrobras</strong>en el <strong>Form</strong>ulario F‐3, presentado ante la SEC el 5 de Julio de 2002 y las reformas presentadas el 19 de julio de 2002 y el 14 deagosto de 2002 (Expediente No. 333‐92044‐01)).2.5 Contrato de Fideicomiso de fecha 19 de julio de 2002 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y JPMorgan Chase Bank, encalidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> International FinanceCompany y <strong>Petrobras</strong> en el <strong>Form</strong>ulario F–3 presentado ante la SEC el 5 de julio de 2002 y las correspondientes reformaspresentadas el 19 de julio de 2002 y el 14 de agosto de 2002 (Expediente No. 333‐92044‐01)).2.6 Primer Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 31 de marzo de 2003 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company(PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, en relación con las Obligaciones Globales Step‐up, al 9% convencimiento en <strong>2008</strong> (incorporado por referencia al Anexo 2.6 del Informe Anual de <strong>Petrobras</strong> contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐Fdel ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2002 (Expediente No. 1‐15106)).2.7 Segundo Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 2 de julio de 2003 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company(PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Globales al 9,125% con vencimiento en2013 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS,presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 (Expediente No. 1‐15106)).2.8 Segundo Contrato de Fideicomiso Complementario reformado y actualizado de fecha inicial 2 de julio de 2003, y reformado yactualizado el 18 de septiembre de 2003 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, encalidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Globales al 9,125% con vencimiento en 2013 (incorporado por referencia alInforme Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS, presentado ante la SEC el 30 de junio de2004 (Expediente No. 1‐15106)).2.9 Tercer Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 10 de diciembre de 2003 entre <strong>Petrobras</strong> International FinanceCompany (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Globales al 8,375% convencimiento en 2018 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 (Expediente No. 1‐15106)).2.10 Contrato de Fideicomiso de fecha 9 de mayo de 2001 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y The Bank of New York, encalidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9 7/8 % con vencimiento en <strong>2008</strong> (incorporado por referencia al Anexo4.1 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el<strong>Form</strong>ulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)).2.11 Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 26 de noviembre de 2001 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company yThe Bank of New York, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9 7/8 %, con vencimiento en <strong>2008</strong>(incorporado por referencia al Anexo 4.2 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Petróleo179
No.DescripciónBrasileiro S.A.—PETROBRAS en el <strong>Form</strong>ulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)).2.12 Contrato de Fideicomiso de fecha 6 de julio de 2001 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y The Bank of New York, encalidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9¾% con vencimiento en 2011 (incorporado por referencia al Anexo4.1 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS del<strong>Form</strong>ulario F‐4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)).2.13 Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 26 de noviembre de 2001 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company yThe Bank of New York, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9¾%, con vencimiento en 2011(incorporado por referencia al Anexo 4.2 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y PetróleoBrasileiro S.A.—PETROBRAS del <strong>Form</strong>ulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)).2.14 Contrato de Fideicomiso de fecha inicial 4 de febrero de 2002 reformado y actualizado el 28 de febrero de 2002 entre <strong>Petrobras</strong>International Finance Company y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9 1/8 % convencimiento en 2007 (incorporado por referencia al Anexo 2.19 del Informe Anual reformado contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐Fde <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 13 de diciembre de 2002 (Expediente No. 333‐14168)).2.15 Acuerdo de Derechos de Registro de fecha 9 de mayo de 2001 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, PetróleoBrasileiro S.A.—PETROBRAS y USB Warburg LLC, Banc of America Securities LLC, J.P. Morgan Securities Inc., RBC DominionSecurities Corporation y Santander Central Hispano Investment Securities Inc. (incorporado por referencia al Anexo 4.4 de laDeclaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el <strong>Form</strong>ulario F‐4presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)).2.16 Acuerdo de Derechos de Registro de fecha 6 de julio de 2001 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, Petróleo BrasileiroS.A.—PETROBRAS y USB Warburg LLC, Banc of America Securities LLC, J.P. Morgan Securities Inc., RBC Dominion SecuritiesCorporation y Santander Central Hispano Investment Securities Inc. (incorporado por referencia al Anexo 4.4 de la Declaración deRegistro de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el <strong>Form</strong>ulario F‐4 presentadoante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)).2.17 Acuerdo de Derechos de Registro de fecha inicial 4 de febrero de 2002, reformado y actualizado el 28 de febrero de 2002 entre<strong>Petrobras</strong> International Finance Company, Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS, UBS Warburg LLC y Morgan Stanley & Co.Incorporated (incorporado por referencia al Anexo 2.20 del Informe Anual reformado contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de<strong>Petrobras</strong> International Finance Company presentado ante la SEC el 13 de diciembre de 2002 (Expediente No. 333‐14168)).2.18 Acuerdo de Compra Standby de fecha 9 de mayo de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York(incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y PetróleoBrasileiro S.A.—PETROBRAS en el <strong>Form</strong>ulario F‐4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)).2.19 Reforma N°1 del Acuerdo de Compra Standby de fecha 26 de noviembre de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS yThe Bank of New York, en calidad de Fiduciario (incorporada por referencia al Anexo 4.6 de la Declaración de Registro de<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el <strong>Form</strong>ulario F‐4, presentado ante la SEC el6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)).2.20 Acuerdo de Compra Standby de fecha 6 de julio de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York(incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y PetróleoBrasileiro S.A.—PETROBRAS del <strong>Form</strong>ulario F‐4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)).2.21 Acuerdo de Compra Standby de fecha inicial 4 de febrero de 2002 reformado y actualizado el 28 de febrero de 2002 entrePetróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 2.21del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 13 dediciembre de 2002 (Expediente No. 333‐14168)).2.22 Acuerdo de Compra Standby de fecha 31 de marzo de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank,en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 2.15 del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de<strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.23 Contrato de Compra Standby de fecha 2 de julio de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank, encalidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> InternationalFinance Company, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 y la reforma presentada el 26 de julio de 2004 (Expediente No.333‐14168)).2.24 Contrato de Compra Standby Reformado y Actualizado de fecha inicial 2 de julio de 2003 y reformado y actualizado el 18 deseptiembre de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario (incorporadopor referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante laSEC el 30 de junio de 2004 y la reforma presentada el 26 de julio de 2004 (Expediente No. 333‐14168)).2.25 Contrato de Compra Standby de fecha 10 de diciembre de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—<strong>Petrobras</strong> y JPMorgan ChaseBank, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong>International Finance Company presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 y la reforma presentada el 26 de julio de 2004180
No.Descripción(Expediente No. 333‐14168)).2.26 Contrato de Compra de Obligaciones de fecha 29 de enero de 2002 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company y UBSWarburg LLC y Morgan Stanley & Co. Incorporated (incorporado por referencia al Anexo 2.13 del Informe Anual contenido en el<strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y lascorrespondientes reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.27 Contrato Marco de Exportación de fecha 21 de diciembre de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y <strong>Petrobras</strong>Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.14 del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong>International Finance Company, presentado ante la SEC el 1 de julio de 2002 y las correspondientes reformas presentadas el 13de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.28 Reforma del Contrato Marco de Exportación de fecha 21 de mayo de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y<strong>Petrobras</strong> Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.18 del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong>International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.29 Contrato de Depósito de fecha 21 de diciembre de 2001 entre U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, encalidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust, Citibank, N.A., en calidad de Intermediario de Títulos‐Valores y<strong>Petrobras</strong> Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.15 del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong>International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las reformas del 13 de diciembre de 2002 y del20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.30 Carta Acuerdo relacionada con el Contrato de Depósito de fecha 16 de mayo de 2003 (incorporada por referencia al Anexo 2.20del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 dejunio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.31 Acuerdo de Servicios Administrativos de fecha 21 de diciembre de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS, en calidadde Agente de Ventas y Entregas, y <strong>Petrobras</strong> Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.16 del Informe Anual contenidoen el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las reformaspresentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.32 Carta Acuerdo relacionada con el Acuerdo de Servicios Administrativos de fecha 16 de mayo de 2003 (incorporada por referenciaal Anexo 2.22 del Informe Anual del <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 19de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.33 Contrato de Fideicomiso reformado y actualizado de fecha 21 de diciembre de 2001 entre U.S. Bank, National Association,Sucursal de las Islas Caimán, en calidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust, Citibank, N.A., en calidad de AgentePagador, Agente de Transferencia, Agente de Registro y Banco Depositario, y <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, encalidad de Proveedor de Servicios (incorporado por referencia al Anexo 2.17 del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐Fde <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las correspondientes reformaspresentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.34 Contrato de Compra de Obligaciones a Cobrar de fecha 21 de diciembre de 2001, entre <strong>Petrobras</strong> Finance Ltd., PetróleoBrasileiro S.A.—PETROBRAS y U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, solo en calidad de Fiduciario de PFExport Receivables Master Trust (incorporado por referencia al Anexo 2.18 del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de<strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 1º de julio de 2002, y las correspondientes reformaspresentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.35 Contrato de Compra de Obligaciones a Cobrar reformado y actualizado, de fecha 21 de mayo de 2003, entre <strong>Petrobras</strong> FinanceLtd., Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, exclusivamente encalidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust (incorporado por referencia al Anexo 2.25 del Informe Anualcontenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003(Expediente No. 333‐14168)).2.36 Acuerdo de Pago Anticipado, de fecha 21 de diciembre de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y <strong>Petrobras</strong> FinanceLtd. (incorporado por referencia al Anexo 2.26 del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> InternationalFinance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.37 Acuerdo de Pago Anticipado Reformado y Actualizado, de fecha 2 de mayo de 2003, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y<strong>Petrobras</strong> Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.27 del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong>International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)).2.38 Cuarto Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 15 de septiembre de 2004, entre <strong>Petrobras</strong> International FinanceCompany (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS relacionado conObligaciones Globales al 7,75%, con vencimiento en 2014 (incorporado por referencia al Anexo 2.38 del Informe Anual contenidoen el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> y <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2005(Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168))2.39 Acuerdo de Compra Standby de fecha 15 de septiembre de 2004, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase181
No.DescripciónBank, en calidad de Fiduciario, (incorporado por referencia al Anexo 2.39 del Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de<strong>Petrobras</strong> y <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2005 (Expediente No. 001‐15106y No. 333‐14168)).2.40 Quinto Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 6 de octubre de 2006, entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company(PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en relación con ObligacionesGlobales al 6,125%, con vencimiento en 2016 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de<strong>Petrobras</strong> y <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 26 de junio de 2007, y la correspondientereforma presentada el 28 de junio de 2007 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)).2.41 Acuerdo de Compra Standby de fecha 6 de octubre de 2006, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank,en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> y <strong>Petrobras</strong>International Finance Company, presentado ante la SEC el 26 de junio de 2007, y la correspondiente reforma presentada el 28 dejunio de 2007 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)).2.42 Quinto Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 6 de octubre de 2006, con lascorrespondientes modificaciones y actualizaciones al 7 de febrero de 2007 entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company(PifCo) y The Bank of New York, en calidad de sucesor de JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de Fiduciario, y PetróleoBrasileiro S.A.—PETROBRAS en relación con Obligaciones Globales al 6,125% con vencimiento en 2016 (incorporado porreferencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> y <strong>Petrobras</strong> International Finance Company,presentado ante la SEC el 26 de junio de 2007, y la correspondiente reforma presentada el 28 de junio de 2007 (Expediente No.001‐15106 y No. 333‐14168)).2.43 Acuerdo de Compra Standby, de fecha inicial 6 de octubre de 2006, con las correspondientes modificaciones y actualizaciones al7 de febrero de 2007, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York, como sucesor de JPMorgan ChaseBank N.A., en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> y<strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 26 de junio de 2007, y la correspondiente reformapresentada el 28 de junio de 2007 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)).2.44 Primer Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 1º de noviembre de 2007, entre <strong>Petrobras</strong> International FinanceCompany (PifCo) y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en relación conObligaciones Globales al 5,875% con vencimiento en 2018 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el<strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> y <strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de <strong>2008</strong>(Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)).2.45 Acuerdo de Compra Standby de fecha 1º de noviembre de 2007, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of NewYork, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> y<strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de <strong>2008</strong> (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)).2.46 Primer Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 1º de noviembre de 2007, con lascorrespondientes reformas y actualizaciones al 11 de enero de <strong>2008</strong> entre <strong>Petrobras</strong> International Finance Company (PifCo) yThe Bank of New York, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en relación con Obligaciones Globales al5,875% con vencimiento en 2018 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> y<strong>Petrobras</strong> International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de <strong>2008</strong> (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)).2.47 Acuerdo de Compra Standby Reformado y Actualizado, de fecha inicial 1º de noviembre de 2007, con las correspondientesreformas y actualizaciones al 11 de enero de <strong>2008</strong> entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York, en calidadde Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el <strong>Form</strong>ulario 20‐F de <strong>Petrobras</strong> y <strong>Petrobras</strong>International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de <strong>2008</strong> (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)).2.48 Segundo Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 11 de febrero de 2009, entre <strong>Petrobras</strong> International FinanceCompany (PifCo) y The Bank of New York Mellon (anteriormente The Bank of New York) en calidad de Fiduciario, y PetróleoBrasileiro S.A.— PETROBRAS en relación con Obligaciones Globales al 7,875% con vencimiento en 2019.2.49 Garantía, de fecha 11 de febrero de 2009, entre Petróleo Brasileiro S.A.— PETROBRAS y The Bank of New York Mellon(anteriormente The Bank of New York) en calidad de Fiduciario.El monto de los títulos de deuda a largo plazo de <strong>Petrobras</strong> autorizado en virtud de determinados instrumentos no supera el 10%del total de los activos consolidados. <strong>Petrobras</strong> por el presente acuerda presentar ante la SEC, a su solicitud, copia de losdocumentos donde se especifican los derechos de los tenedores de su deuda a largo plazo o de sus subsidiarias, cuyos estadoscontables consolidados o no consolidados deben ser presentados.4.1 <strong>Form</strong>ulario del Contrato de Concesión para la Exploración, Desarrollo y Producción de petróleo crudo y gas natural celebradoentre <strong>Petrobras</strong> y ANP (incorporado por referencia al Anexo 10.1 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> contenida en el<strong>Form</strong>ulario F‐1 presentado ante la SEC el 14 de julio de 2000 (Expediente No. 333‐12298)).4.2 Contrato de Compraventa de Gas Natural celebrado entre <strong>Petrobras</strong> y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos—YPFB (junto182
No.Descripcióncon una versión en inglés) (incorporado por referencia al Anexo 10.2 de la Declaración de Registro de <strong>Petrobras</strong> contenida en el<strong>Form</strong>ulario F‐1 presentado ante la SEC el 14 de julio de 2000 (Expediente No. 333‐12298)).8.1 Lista de subsidiarias.12.1 Certificaciones de <strong>Petrobras</strong> conforme al Artículo 302 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002.12.2 Certificaciones de PifCo conforme al Artículo 302 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002.13.1 Certificaciones de <strong>Petrobras</strong> conforme al Artículo 906 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002.13.2 Certificaciones de PifCo conforme al Artículo 906 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002.15.1 Carta de Consentimiento de KPMG.15.2 Carta de Consentimiento de KPMG.15.3 Carta de Consentimiento de DeGolyer and MacNaughton.183
FIRMASDe acuerdo con los requerimientos del Artículo 12 de la Ley del Mercado de Valores de 1934, eldeclarante por el presente certifica que cumple con todos los requisitos necesarios para la presentación del<strong>Form</strong>ulario 20‐F y ha dispuesto que los funcionarios debidamente autorizados que suscriben el presente, firmeneste Informe Anual en la ciudad de Rio de Janeiro el 22 de mayo de de 2009.Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRASFirmado por: /f/ José Sergio Gabrielli de AzevedoNombre: José Sergio Gabrielli de AzevedoCargo: PresidenteFirmado por: /f/ Almir Guilherme BarbassaNombre: Almir Guilherme BarbassaCargo: Director de Administración y Finanzas yDirector de Relación con Inversores184
FIRMASDe acuerdo con los requerimientos del Artículo 12 de la Ley del Mercado de Valores de 1934, eldeclarante por el presente certifica que cumple con todos los requisitos necesarios para la presentación del<strong>Form</strong>ulario 20‐F y que ha dispuesto que los funcionarios debidamente autorizados y que suscriben el presente,firmen este Informe Anual en la ciudad de Rio de Janeiro el 22 de mayo de 2009.<strong>Petrobras</strong> International Finance Company—PifCoFirmado por: /f/ Daniel Lima de OliveiraNombre: Daniel Lima de OliveiraCargo: PresidenteFirmado por: /f/ Sérvio Túlio da Rosa TinocoNombre: Sérvio Túlio da Rosa TinocoCargo: Director de Administración y Finanzas185
Petróleo Brasileiro S.A. -<strong>Petrobras</strong> y subsidiarias(Traducción libre del original en inglés)Estados contables consolidados al31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006con Informe de la firma de AuditoresIndependientes Registrados en el PCAOB
INFORME DE LA ADMINISTRACIÓN SOBRE CONTROLES INTERNOSREFERENTES A LOS ESTADOS CONTABLESEl Directorio de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong> y subsidiarias (“la Compañía”) esresponsable por el establecimiento y mantenimiento de controles internos eficaces sobre laemisión de estados contables y por las aseveraciones sobre la efectividad del control internosobre la emisión de estados contables.El control interno sobre la emisión de estados contables de la Compañía es un proceso diseñadopor o bajo la supervisión del Comité de Auditoría de la Compañía, del Presidente y del DirectorFinanciero, y realizado por el Directorio, la Gerencia y otros empleados para proporcionar unaseguridad razonable sobre la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de estadoscontables consolidados para uso externo, de acuerdo con los principios contables generalmenteaceptados en Estados Unidos de América. El control interno de la Compañía sobre la emisión deestados contables incluye las políticas y procedimientos que (1) están relacionados con elmantenimiento de los registros que, con detalle razonable, reflejan con exactitud yapropiadamente las operaciones y la utilización de los activos de la Compañía; (2) proporcionanuna seguridad razonable que las operaciones se registren en la forma necesaria para permitir lapreparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principios contablesgeneralmente aceptados en Estados Unidos de América y que los ingresos y gastos de laCompañía son realizados únicamente con autorizaciones de la Gerencia y de los directores de laCompañía y (3) proveen una seguridad razonable en relación a la prevención o detecciónoportuna de la adquisición, utilización o disposición no autorizada de los activos de la Compañíaque puedan afectar de manera significativa los estados contables consolidados.Debido a sus limitaciones inherentes, los controles internos sobre la emisión de informesfinancieros pueden no prevenir errores o detectarlos oportunamente. Por lo tanto, incluso lossistemas considerados eficaces pueden proporcionar apenas una seguridad razonable con relacióna la preparación y presentación de los estados contables consolidados. Asimismo, lasproyecciones de cualquier evaluación de efectividad en períodos futuros están sujetas al riesgo deque los controles puedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones o aldeterioro del grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos.El Directorio evaluó la eficacia de los controles internos de la Compañía sobre la emisión deestados contables al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, con base en los criterios establecidos en eldocumento Controle Interno - Marco Integrado emitido por el Consejo de las OrganizacionesPatrocinadoras de la Comisión de Treadway (COSO). Con base en esta evaluación, el Directoriollegó a la conclusión que, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, los controles internos de la Compañíasobre la emisión de estados contables son eficaces.Los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables al 31 de diciembrede <strong>2008</strong> fueron auditados por KPMG Auditores Independentes, firma de AuditoresIndependientes Registrados de la Compañía, cuya opinión incluida en su informe de fecha 27 demarzo de 2009 se adjunta a este informe.José Sergio Gabrielli de AzevedoAlmir Guilherme BarbassaPresidenteDirector Financiero27 de marzo de 2009 27 de marzo de 2009F-2
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRASY SUBSIDIARIASESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOSÍndiceInforme de la firma de Auditores Independientes registrados en PCAOB............................ F-4 - F-5Balances Generales Consolidados....................................................................................... F-6 - F-7Estados de Resultados Consolidados .................................................................................. F-8 - F-9Estados de Flujo de Efectivo Consolidados..................................................................... F-10 - F-11Estados de Evolución del Patrimonio Neto Consolidados................................................ F-12 - F-13Notas a los Estados Contables Consolidados1. La Compañía y sus Operaciones ..................................................................................................F-142. Resumen de las Principales Prácticas Contables...........................................................................F-143. Impuestos a la Renta ...................................................................................................................F-294. Efectivo y Equivalentes de Efectivo ............................................................................................F-335. Títulos y Valores Mobiliarios .....................................................................................................F-346. Cuentas a Cobrar, Netas ..............................................................................................................F-357. Bienes de Cambio .......................................................................................................................F-368. Impuestos a Recuperar ................................................................................................................F-379. Bienes de Uso, Netos ..................................................................................................................F-3810. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones ..........................................F-4011. Cuenta de Petróleo y Alcohol – Cuentas a Cobrar del Gobierno Federal ......................................F-4912. Financiaciones ............................................................................................................................F-4913. Ingresos (Gastos) Financieros, Netos ...........................................................................................F-6114. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE`s”) ...........................F-6215. Obligaciones de Arrendamientos de Capital.................................................................................F-7016. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios ....................................F-7117. Patrimonio Neto..........................................................................................................................F-8218. Adquisiciones Domésticas e Internacionales................................................................................F-9019. Compromisos y Contingencias ....................................................................................................F-9520. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo ......................................F-10721. Instrumentos Financieros...........................................................................................................F-11722. Informaciones por Segmento.....................................................................................................F-11823. Transacciones con partes relacionadas.......................................................................................F-13124. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios ..........................................F-13325. Eventos Siguientes ...................................................................................................................F-136Informaciones Suplementarias sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas ....F-138F-3
Informe de los Auditores Independientes Registrados en elPCAOB (*)(traducción libre del original en inglés)A los Señores Directores y Accionistas dePetróleo Brasileiro S.A. – <strong>Petrobras</strong>Hemos auditado los balances generales consolidados de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong> (ysubsidiarias) (“Compañía”) al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y de 2007, y los correspondientes estadosconsolidados de resultados, de evolución del patrimonio neto, de las utilidades integrales y de losflujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes al período de tres añosfinalizado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>. También hemos auditado los controles internos sobre losinformes financieros al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, con base en el criterio establecido en el ControlInterno - Estructura Integrada (Internal Control - Integrated Framework) emitidos por el Comitéde Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Treadway (Committee of SponsoringOrganizations of the Treadway Commission - COSO). La Administración de la Compañía esresponsable por los referidos estados contables consolidados, por el mantenimiento de controlesinternos efectivos sobre los informes financieros y por su evaluación de la eficacia de loscontroles internos sobre los informes financieros que se incluye en el Informe de laAdministración adjunto, sobre el Control Interno sobre los Informes Financieros. Nuestraresponsabilidad es la de emitir una opinión sobre tales estados contables consolidados y unaopinión sobre los controles internos de la Compañía sobre la elaboración de los informesfinancieros consolidados con base en nuestras auditorías.Hemos realizado nuestras auditorías de acuerdo con los estándares del Consejo de Supervisión deContabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos de América (PCAOB - PublicCompany Accounting Oversight Board). Los referidos estándares exigen que planifiquemos yrealicemos las auditorías para obtener una garantía razonable sobre si los estados contablesconsolidados están libres de errores significativos y sobre si se mantuvieron controles internosefectivos sobre los informes financieros consolidados en todos los aspectos importantes. Nuestraauditoría de los estados contables consolidados incluyó el examen, con base en test, de lasevidencias que sirven de base a las cifras y notas en los estados contables consolidados,evaluando los principios contables utilizados y las estimativas importantes realizadas por laadministración, y evaluando la presentación de los estados contables consolidados en general.Nuestra auditoría de los controles internos sobre la elaboración de los informes financierosconsolidados incluyó la obtención de un entendimiento de los controles internos sobre laelaboración de los informes financieros, evaluación del riesgo de que exista algún punto débilsignificativo y comprobación y evaluación del diseño y eficacia operativa de los controlesinternos con base en el riesgo evaluado. Nuestra auditoría también incluye la realización de todoslos demás procedimientos que consideramos necesarios en tales circunstancias. Creemos quenuestras auditorías proporcionan una base razonable para nuestras opiniones.F-4
Los controles internos de una compañía sobre la elaboración de los informes financierosconsolidados es un proceso diseñado para proporcionar una garantía razonable sobre laconfiabilidad de los informes financieros y la preparación de estados contables consolidados parapresentación externa, de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados. Loscontroles internos de una compañía sobre los informes financieros incluye las políticas yprocedimientos que (1) están relacionados con el mantenimiento de registros que reflejan lastransacciones y destinaciones de los activos de la compañía de forma precisa y con un detallerazonable; (2) proporcionan una garantía razonable de que las transacciones han sido registradasen la forma necesaria para permitir la preparación de los estados contables consolidados deacuerdo con los principios contables generalmente aceptados y que los ingresos y gastos de lacompañía se realizaron, únicamente, de acuerdo con las autorizaciones de la administración ydirectores de la Compañía; y (3) proporcionan una garantía razonable en relación a evitar odetectar oportunamente la adquisición, uso o destinación no autorizada de los activos de laCompañía que puedan tener un efecto significativo sobre los estados contables consolidados.Debido a sus limitaciones inherentes, los controles internos sobre los informes financierosconsolidados puede no evitar o detectar errores. Por otro lado, las proyecciones de cualquierevaluación de efectividad para períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controlespuedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones, o a que el grado decumplimiento de las políticas y procedimientos se pueda deteriorar.En nuestra opinión, los estados contables consolidados anteriormente citados presentanclaramente, en todos los aspectos significativos, la posición financiera de Petróleo Brasileiro S.A.– <strong>Petrobras</strong> y subsidiarias, al 31 de Diciembre de <strong>2008</strong> y de 2007 y los resultados de susoperaciones y de sus flujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes alperíodo de tres años finalizado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong> están en conformidad con losprincipios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de America. Además, ennuestra opinión, Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong> y subsidiarias, mantuvo, en todos losaspectos significativos, controles internos efectivos sobre los informes financieros al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, con base en lo criterio establecido en COSO./s/ KPMG Auditores IndependentesKPMG Auditores IndependentesRio de Janeiro, Brasil27 de marzo de 2009(*) Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos deAmérica (PCAOB – Public Company Accounting Oversight Board).F-5
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASBALANCES GENERALES CONSOLIDADOS31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007Expresados en millones de Dólares EstadounidensesActivoAl 31 de diciembre<strong>2008</strong> 2007Activo corrienteEfectivo y equivalentes de efectivo (Nota 4) 6.499 6.987Títulos y valores mobiliarios (Nota 5) 124 267Cuentas a cobrar, netas (Nota 6) 6.613 6.538Bienes de cambio (Nota 7) 7.990 9.231Impuestos a la renta diferidos (Nota 3) 500 498Impuestos a recuperar (Nota 8) 3.281 3.488Adelantos a proveedores 626 683Otros activos corrientes 1.125 1.44826.758 29.140Bienes de uso, netos (Nota 9) 84.719 84.282Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones (Nota 10) 3.198 5.112Activos no corrientesCuentas a cobrar, netas (Nota 6) 923 1.467Adelantos a proveedores 2.471 1.658Cuenta petróleo y alcohol - a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) 346 450Títulos del Gobierno - 670Títulos y valores mobiliarios (Nota 5) 1.738 2.144Depósitos restringidos por procesos legales y garantías (Nota 19 (a)) 798 977Impuestos a recuperar (Nota 8) 3.095 2.477Reputación Mercantil (Nota 18) 118 313Gastos pagados por adelantado 513 473Otros activos 1.018 55211.020 11.181Total del activo 125.695 129.715Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.F-6
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASBALANCES GENERALES CONSOLIDADOS (continuación)31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007Expresados en millones de Dólares EstadounidensesPasivo y patrimonio netoAl 31 de diciembre<strong>2008</strong> 2007Pasivo corrienteCuentas a pagar a proveedores 7.763 7.816Deuda corriente (Nota 12) 2.399 1.458Monto corriente de la deuda no corriente (Nota 12) 1.531 1.273Monto corriente de las financiaciones de proyectos (Nota 14) 1.780 1.692Monto corriente de las obligaciones por arrendamiento de capital (Nota 15) 251 227Impuesto a la renta a pagar 332 560Impuestos a pagar, excepto impuestos sobre la renta 3.273 3.950Sueldos y cargas sociales 1.398 1.549Dividendos e interés sobre capital a pagar (Nota 17 (b)) 3.652 3.220Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación – Pensión y Asistencia médica (Nota 16 (a)) 492 623Otras cuentas a pagar y provisiones 1.885 2.10024.756 24.468Pasivo no corrienteDeuda no corriente (Nota 12) 16.031 12.148Financiaciones de proyectos (Nota 14) 5.015 4.586Obligaciones por arrendamiento de capital (Nota 15) 344 511Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación – Pensión y Asistencia médica (Nota 16 (a)) 5.787 11.317Impuestos a la renta diferidos (Nota 3) 7.080 4.802Provisión para abandono de pozos (Nota 9 (a)) 2.825 3.462Contingencias (Nota 19 (a)) 356 352Otros pasivos 933 55838.371 37.736Participación de minoritarios 659 2.332Patrimonio netoAcciones autorizadas y emitidas (Nota 17 (a))Capital preferido – <strong>2008</strong> y 2007 – 3.700.729.396 acciones (*) 15.106 8.620Capital ordinario – <strong>2008</strong> y 2007 -5.073.347.344 acciones(*) 21.088 12.196Reserva de capital - incentivo fiscal 221 877Utilidades acumuladasAsignadas 15.597 34.863No asignadas 25.889 6.618Otras utilidades integrales acumuladasAjustes de conversión acumulados (15.846) 4.155Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos (US$19 y US$1.273 al 31de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007, respectivamente) – Costo de pensión y asistencia médica (Nota16 (a)) 37 (2.472)Ganancias no realizadas de títulos disponibles para venta, neto de impuestos (144) 331Pérdidas no reconocidas en hedging de flujo de efectivo, neto de impuestos (39) (9)61.909 65.179Total del pasivo y patrimonio neto 125.695 129.715(*) Considera el desdoblamiento 2 por 1 de las acciones, realizado el 25 de abril de <strong>2008</strong> (Ver Nota 17(a)).Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.F-7
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto la cantidad de acciones y la utilidad por acción)Ejercicio finalizado al 31 dediciembre<strong>2008</strong> 2007 2006Ventas de productos y servicios 146.529 112.425 93.893Menos:Impuesto al valor agregado y demás impuestos sobre ventas y servicios (25.046) (20.668) (17.906)Contribución por la intervención en el dominio económico - CIDE (3.226) (4.022) (3.640)Ingresos operativos netos 118.257 87.735 72.347Costo de ventas (72.865) (49.789) (40.184)Depreciación, agotamiento y amortización (5.928) (5.544) (3.673)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (1.775) (1.423) (934)Pérdida de valor en la recuperación de los activos (“ïmpairment”) ( (Nota 9 (b) y 18 (a)) (519) (271) (21)Gastos por ventas, generales y administrativos (7.429) (6.250) (4.824)Gastos de investigación y desarrollo (941) (881) (730)Gastos por beneficios a empleados inactivos (841) (990) (1.017)Otros gastos operativos (2.665) (2.136) (1.120)Total de costos y gastos (92.963) (67.284) (52.503)Utilidad operativa 25.294 20.451 19.844Participación en los resultados de sociedades no consolidadas (Nota 10) (21) 235 28Ingresos financieros (Nota 13) 1.641 1.550 1.165Gastos financieros (Nota 13) (848) (677) (1.340)Variación monetaria y cambiaria sobre activos y pasivos monetarios, netos (Nota 13) 1.584 (1.455) 75Otros impuestos (433) (662) (594)Otros gastos, netos (225) (143) (17)1.698 (1.152) (683)Utilidad antes de los impuestos a la renta y participación de minoritarios 26.992 19.299 19.161Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.F-8
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS (Continuación)31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto la cantidad de acciones y la utilidad por acción)Ejercicio finalizado al 31 de diciembre<strong>2008</strong> 2007 2006Gastos por impuesto sobre la renta (Nota 3)Corriente (6.904) (4.826) (5.011)Diferido (2.355) (1.062) (680)(9.259) (5.888) (5.691)Participación de minoritarios en los resultados desubsidiarias consolidadas 1.146 (273) (644)Utilidad neta del ejercicio 18.879 13.138 12.826Utilidad neta aplicable a cada clase de accionesOrdinarias 10.916 7.597 7.417Preferidas 7.963 5.541 5.409Utilidad neta del ejercicio 18.879 13.138 12.826Utilidad básica y diluida por acción (Nota 17 (c))Ordinarias y preferidasAntes del efecto del ítem extraordinario 2,15 1,50(*) 1,46(*)Después del efecto del ítem extraordinario 2,15 1,50(*) 1,46(*)Utilidad básica y diluida por ADSAntes del efecto del ítem extraordinario 4,30 3,00(*) 2,92 (*)Después del efecto del ítem extraordinario 4,30 3,00(*) 2,92 (*)Promedio ponderado de acciones en circulaciónOrdinarias 5.073.347.344 5.073.347.344(*) 5.073.347.344(*)Preferidas 3.700.729.396 3.700.729.396(*) 3.699.806.288(*)(*) Considera el desdoblamiento 2 por 1 de las acciones, realizado el 25 de abril de <strong>2008</strong> (Ver Nota 17(a)).Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.F-9
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006Expresados en millones de Dólares EstadounidensesEjercicio finalizado al 31 dediciembre<strong>2008</strong> 2007 2006Flujo de efectivo de las actividades operativasUtilidad neta del ejercicio 18.879 13.138 12.826Ajustes para reconciliar utilidad neta y efectivo neto generado poractividades operativas:Depreciación, agotamiento y amortización 5.928 5.544 3.673Costos de pozos secos 808 549 493Participación en los resultados de sociedades no consolidadas 21 (235) (28)Pérdida (ganancia) cambiaria 2.211 641 465Ingresos financieros en operaciones de hedge de gas - - 434Pérdida de valor en la recuperación de los activos (“Impairment”) 519 271 21Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias (1.146) 273 644Impuestos a la renta diferidos 2.355 1.062 680Otros 617 394 257Ajustes en el capital de trabajoDisminución (aumento) en cuentas a cobrar, netas (1.098) (245) 386Disminución (aumento) en bienes de cambio (568) (1.619) (533)Aumento en cuentas a pagar a proveedores 2.246 1.709 1.385Aumento en impuestos a pagar (207) 460 (323)Adelantos a proveedores (1.684) 787 (552)Impuestos a recuperar (1.431) (1.132) (552)Aumento (disminución) en otros ajustes de capital de trabajo 770 1.067 1.801Efectivo neto generado por actividades operativas 28.220 22.664 21.077Flujo de efectivo de actividades de inversiónAdiciones a bienes de uso (29.874) (20.978) (14.643)Adquisición de Suzano e Ipiranga - (1.551) -Títulos y valores mobiliarios y otras actividades de inversión 408 (1.497) (38)Efectivo neto utilizado en actividades de inversión (29.466) (24.026) (14.681)Flujo de efectivo de actividades de financiaciónDeuda corriente, neta de emisiones y amortizaciones 380 (6) 228Resultados de emisiones y reducción de deuda no corriente 9.570 2.980 2.251Pagos del principal de la deuda a largo plazo (4.655) (3.561) (2.555)Recompra de títulos - - (1.046)Emisiones de financiaciones de proyectos 5.479 1.568 1.524Pago de financiaciones de proyectos (3.124) (2.599) (1.209)Pago de obligaciones de arrendamiento mercantil (125) (367) (334)Dividendos pagados a accionistas y a accionistas minoritarios (4.747) (4.003) (3.213)Efectivo neto utilizado en actividades de financiación 2.778 (5.988) (4.354)Aumento (disminución) de efectivo y equivalentes de efectivo 1.532 (7.350) 2.042Efecto de la variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes de efectivo (2.020) 1.649 775Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 6.987 12.688 9.871Efectivo y equivalentes de efectivo al final del ejercicio 6.499 6.987 12.688Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.F-10
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS (Continuación)Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006Expresados en millones de Dólares EstadounidensesEjercicio finalizado al 31 dediciembre<strong>2008</strong> 2007 2006Informaciones suplementarias sobre el flujo de efectivo:Efectivo pagado durante el año porInterés, neto del monto capitalizado 1.515 1.684 877Impuestos sobre la renta y contribución social 5.496 5.146 4.686Impuesto sobre la renta retenido en la fuente sobre inversiones financieras 198 65 26Transacciones de inversión y financiación durante el año que no representan efectivoReconocimiento de obligaciones por abandono de activos - SFAS 143 687 1.836 632Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.F-11
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADOS31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto montos por acción)Ejercicio finalizado al 31 de diciembre<strong>2008</strong> 2007 2006Acciones preferidasSaldo al 1º de enero 8.620 7.718 4.772Aumento de capital con reserva de utilidades no distribuidas (Nota 17 (a)) 6.235 902 2.939Aumento de capital con emisión de acciones preferidas - - 7Aumento de capital con reserva de capital (Nota 17 (a)) 251 - -Saldo al 31 de diciembre 15.106 8.620 7.718Acciones ordinariasSaldo al 1º de enero 12.196 10.959 6.929Aumento de capital con reserva de utilidades no distribuidas (Nota 17 (a)) 8.547 1.237 4.030Aumento de capital con reserva de capital (Nota 17 (a)) 345 - -Saldo al 31 de diciembre 21.088 12.196 10.959Reserva de capital - incentivos fiscalesSaldo al 1º de enero 877 174 159Aumento de capital (596) - -Transferencia de reserva de utilidades no asignadas (60) 703 15Saldo al 31 de diciembre 221 877 174Otras pérdidas integrales acumuladasAjustes de conversión acumuladosSaldo al 1º de enero 4.155 (6.202) (9.432)Cambio en el período (20.001) 10.357 3.230Saldo al 31 de diciembre (15.846) 4.155 (6.202)Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos - costosde pensión y asistencia médicaSaldo al 1º de enero (2.472) (3.039) (1.930)Cambio contable - SFAS 158 - - (1.118)Otras disminuciones (aumentos) 3.801 860 (38)Efecto fiscal sobre lo anterior (1.292) (293) 47Saldo al 31 de diciembre 37 (2.472) (3.039)Ganancias (pérdidas) no reconocidas sobre los títulos disponibles para laventa, netas de impuestosSaldo al 1º de enero 331 446 356Ganancias (pérdidas) no realizadas (490) (174) 137Ganancias realizadas (229) - -Efecto impositivo sobre lo anterior 244 59 (47)Saldo al 31 de diciembre (144) 331 446Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.F-12
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADOS (Continuación)31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto montos por acción)Ejercicio finalizado al 31 dediciembre<strong>2008</strong> 2007 2006Pérdidas no reconocidas en hedging de flujo de efectivo, netas de impuestosSaldo al 1º de enero (9) (2) -Pérdidas no realizadas - - (3)Efecto impositivo sobre lo anterior - - 1Cambio en el año (30) (7) -Saldo al 31 de diciembre (39) (9) (2)Reserva de utilidades asignadasReserva legalSaldo al 1º de enero 4.297 3.045 2.225Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la . .. conversión (1.040) 1.252 820Saldo al 31 de diciembre 3.257 4.297 3.045Reserva de utilidades no distribuidasSaldo al 1º de enero 30.280 20.074 17.439Aumento de capital (14.782) (1.647) (6.969)Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la . . .. conversión (3.375) 11.853 9.604Saldo al 31 de diciembre 12.123 30.280 20.074Reserva estatutariaSaldo al 1º de enero 286 585 431Aumento de capital - (492) -Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en laconversión (69) 193 154Saldo al 31 de diciembre 217 286 585Total de la reserva de utilidades acumuladas asignadas 15.597 34.863 23.704Reserva de utilidades acumuladas no asignadasSaldo al 1º de enero 6.618 10.541 11.968Utilidad neta del período 18.879 13.138 12.826Dividendos e interés sobre el capital propio (por acción: <strong>2008</strong> – US$0,47 a accionesordinarias y preferidas; 2007 - US$0,35(*) a acciones ordinarias y preferidas; 2006 –US$0,42 (*) a acciones ordinarias y preferidas (4.152) (3.060) (3.660)Asignación a reservas 4.544 (14.001) (10.593)Saldo al 31 de diciembre 25.889 6.618 10.541Total del patrimonio neto 61.908 65.179 44.299Utilidades (pérdidas) integrales se componen según se señala a continuación:Utilidad neta del ejercicio 18.879 13.138 12.826Ajustes de conversión acumulados (20.001) 10.357 3.230Ajustes de reservas para beneficios posteriores a la jubilación, netos de impuestos - costo depensión y de asistencia medica 2.509 567 (25)Utilidades (pérdidas) no realizadas sobre títulos disponibles para venta (475) (115) 90Pérdidas en hedging de flujo de efectivo no reconocidas (30) (9) (2)Total de utilidades integrales 882 23.938 16.119(*) Considera el desdoblamiento 2 por 1 de las acciones, realizado el 25 de abril de <strong>2008</strong> (Ver Nota 17(a)).Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.F-13
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)1. La Compañía y sus OperacionesPetróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong> es la Compañía nacional de petróleo de Brasil y,directamente o a través de sus subsidiarias (colectivamente, “<strong>Petrobras</strong>” o la “Compañía”),está dedicada a la exploración, explotación y producción de petróleo de los pozos, de esquistobetuminoso y de otros minerales, y refinación, procesamiento, comercio y transporte depetróleo, productos derivados del petróleo, gas natural y otros hidrocarburos fluidos, ademásde otras actividades relacionadas con la energía. Adicionalmente, <strong>Petrobras</strong> puede promoverla investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución y marketing de todos lossectores de energía, así como otras actividades relacionadas o similares.2. Resumen de las Principales Prácticas ContablesAl preparar estos estados contables consolidados, la Compañía ha seguido las políticascontables que están en correspondencia con las prácticas contables generalmente aceptadasen los Estados Unidos de América (“U.S. GAAP”). La preparación de estos estados contablesrequiere el uso de estimaciones y suposiciones que afectan los activos, pasivos, ingresos ygastos informados en los estados contables, así como los montos incluidos en las notas de losreferidos estados contables.Las estimaciones adoptadas por la administración incluyen: reservas de petróleo y gas,pasivos de pensión y asistencia médica, depreciación, agotamiento y amortización, costos porabandono, contingencias e impuestos a la renta y contribución social. Aunque la Compañíausa sus mejores estimaciones y juicios, los resultados reales pueden ser diferentes de esasestimaciones a medida que en el futuro vayan sucediendo los eventos que los confirman.Algunos valores de los ejercicios anteriores se han reclasificado para adaptarse a losestándares de presentación del ejercicio actual. Tales reclasificaciones no son significativaspara los estados contables consolidados y no tuvieron impacto sobre la utilidad neta de laCompañía.(a) Bases para la preparación de los estados contablesLos estados contables consolidados aquí adjuntos, pertenecientes a Petróleo BrasileiroS.A. - <strong>Petrobras</strong> (la Compañía), fueron preparados de acuerdo a los principios contablesgeneralmente aceptados en los Estados Unidos de América (U.S. GAAP) y a las reglas yregulaciones de la Comisión Estadounidense de Valores y Bolsa (“Securities andExchange Comisión - SEC”). U.S. GAAP difiere en ciertos aspectos de los principioscontables generalmente aceptados en Brasil aplicados por <strong>Petrobras</strong> en sus estadoscontables estatutarios según la Ley Societaria Brasileña y regulaciones de la Comisión deValores Mobiliarios de Brasil (CVM).F-14
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(a) Bases para la preparación de los Estados Contables (Continuación)Los montos de dólares estadounidenses para los años presentados han sido convertidos apartir de los montos de Reales Brasileños de acuerdo con el Estado de Normas deContabilidad Financiera SFAS No. 52 - Conversión de Moneda Extranjera (“SFAS 52”)conforme se aplica a las entidades que operan en economías no-hiperinflacionarias. Lastransacciones en moneda extranjera son inicialmente remensuradas en Reales de Brasil ydespués convertidas a dólares de los EEUU, con las ganancias y pérdidas de dicharemedición siendo reconocidas en los estados de resultados. <strong>Petrobras</strong> ha elegido el DólarEstadounidense como moneda de reporte mientras que el Real Brasileño es su monedafuncional y de todas sus subsidiarias. La moneda funcional de <strong>Petrobras</strong> InternacionalFinance Company - PifCo y de algunas subsidiarias y de ciertas sociedades de propósitoespecial que operan en el ambiente económico internacional es el dólar estadounidense yla moneda funcional de <strong>Petrobras</strong> Energía Participaciones S.A. - PEPSA es el PesoArgentino.La Compañía ha convertido todos los activos y pasivos en dólares estadounidenses segúnel tipo de cambio corriente (R$2.337 y R$1.771 para US$1.00 al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> y 2007, respectivamente), y todas las cuentas en los estados de resultado y flujos deefectivo (incluidos montos relativos a la indexación de la moneda local y las variacionesde cambio sobre los activos y pasivos denominados en moneda extranjera) al valorpromedio de los tipos de cambio prevalecientes durante el ejercicio. La pérdida neta en laconversión de US$20.001 en <strong>2008</strong> (ganancia neta en la conversión en 2007 - US$10.357y en 2006 - US$3.230) resultante de este proceso de reconversión se excluyó delresultado y se presentó como ajuste de conversión acumulado (“CTA”) dentro de “Otrasutilidades integrales acumuladas” en el estado de evolución del patrimonio netoconsolidado.(b) Base de consolidaciónLos estados contables consolidados incluyen las cuentas de la Compañía y todas lassubsidiarias de participación mayoritaria en las que (a) la Compañía directa oindirectamente posee la mayor parte del patrimonio de la subsidiaria o caso contrario,tiene control en la administración, o (b) en las que la Compañía ha determinado ser laprincipal beneficiaria de una entidad de participación variable de acuerdo con FIN 46(R).F-15
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(b) Base de consolidación (Continuación)Las siguientes subsidiarias de participación mayoritaria y entidades de participaciónvariable son consolidadas:Sociedades subsidiariasActividad<strong>Petrobras</strong> Química S.A. - Petroquisa y subsidiariasPetroquímica<strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A. - BR y subsidiariasDistribuciónBraspetro Oil Services Company - Brasoil y subsidiarias Operaciones internacionalesBraspetro Oil Company - BOC y subsidiariasOperaciones internacionales<strong>Petrobras</strong> Internacional Braspetro B.V. - PIBBV y subsidiarias Operaciones internacionales<strong>Petrobras</strong> Gás S.A. - Gaspetro y subsidiariasTransporte de gas<strong>Petrobras</strong> Internacional Finance Company - PifCo y subsidiarias Financiación<strong>Petrobras</strong> Transporte S.A. - Transpetro y subsidiariasTransporteDownstream Participações Ltda. y subsidiariasRefinación y distribución<strong>Petrobras</strong> Netherlands BV - PNBV y subsidiariasExploración y producción<strong>Petrobras</strong> Comercializadora de Energia Ltda. - PBENEnergía<strong>Petrobras</strong> Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro y subsidiarias Corporativa5283 Participações Ltda. CorporativaFundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FIICorporativaFAFEN Energia S.A.EnergíaBaixada Santista Energia Ltda.EnergíaSociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFEEnergíaTermoaçu S.A.EnergíaTermobahia S.A.EnergíaTermoceará Ltda.EnergíaTermorio S.A.EnergíaTermomacaé Ltda.EnergíaTermomacaé Comercialização de Energia Ltda.EnergíaIbiritermo S.A.EnergíaUsina Termelétrica de Juiz de Fora S.A.Energía<strong>Petrobras</strong> Biocombustível S.A.EnergíaRefinaria Abreu e Lima S.A.RefinaciónAlvo Distribuidora de Combustíveis Ltda.DistribuciónIpiranga Asfalto S.A.PetroquímicaCórdoba Financial Services GmbHCorporativaF-16
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(b) Bases de consolidación (Continuación)Sociedades de propósito especifico consolidadas de acuerdocon FIN 46(R)Albacora Japão Petróleo Ltda.Barracuda & Caratinga Leasing Company B.V.Companhia Petrolífera MarlimNovaMarlim Petróleo S.A.Cayman Cabiunas Investments Co.Cia. de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais -CDMPICompanhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEPPDET Offshore S.A.Companhia de Recuperação Secundária S.A.Nova Transportadora do Nordeste S.A.Nova Transportadora do Sudeste S.A.Gasene Participações Ltda.Manaus Geração Termelétrica Participações Ltda.Blade Securities LimitedCodajás Coari Participações Ltda.Charter Development LLC- CDCCompanhia Mexilhão do BrasilFundo de Investimento em Direitos Creditórios não-padronizadosdo Sistema <strong>Petrobras</strong> (1)ActividadExploración y ProducciónExploración y ProducciónExploración y ProducciónExploración y ProducciónExploración y ProducciónRefinaciónExploración y ProducciónExploración y ProducciónExploración y ProducciónTransporteTransporteTransporteEnergíaCorporativaTransporteExploración y ProducciónExploración y ProducciónCorporativa(1) Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la Compañía tenía montos invertidos en el Fondo de Inversiónde Derechos Crediticios no-estandarizados del Sistema <strong>Petrobras</strong> (Fundo de Investimento emDireitos Creditórios não-padronizados do Sistema <strong>Petrobras</strong> - “FIDC-NP”). Este fondo deinversión se dedica principalmente a la adquisición de derechos crediticios devengados y/ono-devengados en las compañías del Sistema <strong>Petrobras</strong> y tiene el objetivo de optimizar lagestión financiera de los fondos de la Compañía.F-17
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(c) Efectivo y equivalentes de efectivoEl efectivo y equivalentes de efectivo consisten en inversiones altamente líquidas, listaspara convertirse en efectivo y que tienen un vencimiento original de tres meses o menos apartir de la fecha de adquisición.(d) Títulos y valores mobiliariosLos títulos y valores mobiliarios han sido clasificados por la Compañía como títulosdisponibles para venta, mantenidos hasta el vencimiento o para negociación basado en lasestrategias seguidas con respecto a tales títulos.Los títulos para negociación son ajustados a valor corriente a través de los resultadoscorrientes de los períodos, los títulos disponibles para venta son ajustados a valorcorriente a través de otras utilidades integrales, y los títulos mantenidos hasta la fecha devencimiento se registran al costo amortizado.No hubo transferencias significativas entre categorías de inversión.(e) Bienes de cambioLos bienes de cambio se expresan de la siguiente forma:· Las materias primas incluyen, principalmente, los bienes de cambio de petróleo quese expresan por el valor promedio de los costos de producción e importación,ajustado, cuando sea pertinente, por su valor de realización;· Los derivados del petróleo y el alcohol combustible se expresan, respectivamente, alcosto promedio de refinación y compra, ajustado cuando aplicable a su valor derealización;· Los materiales y suministros están expresados al costo promedio de compra, sinexceder el valor de reposición y las importaciones en tránsito se expresan al costoidentificado.(f) Inversiones en compañias no consolidadasLa Compañía usa el método de equivalencia patrimonial para registrar todas lasinversiones a largo plazo en las que posee entre el 20% y el 50% de las acciones encirculación con derecho a voto de la empresa objeto de la inversión, o tiene la habilidadde ejercer una influencia significativa sobre las políticas financieras y operativas de dichaempresa sin controlarla. El método de equivalencia patrimonial requiere ajustesperiódicos a la cuenta de inversión para reconocer la parte o proporción de la Compañíaen los resultados de la empresa objeto de la inversión, considerando la reducciónreferente al recibo de los dividendos pagados por esta última.F-18
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(g) Bienes de uso· Costos incurridos en actividades de producción de petróleo y gasLos costos incurridos con la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gasse contabilizan según el criterio de los “esfuerzos exitosos”. Ese método requiereque se capitalicen los costos incurridos por la Compañía referentes a trabajos deperforación de pozos en desarollo e instalaciones en áreas de producción con reservascomprobadas y pozos de exploración con éxito. Además, los costos incurridos por laCompañía en actividades geológicas y geofísicas se registran en el resultado en elperíodo en que se han incurrido, y los costos relativos a pozos exploratorios secos enpropriedades con reservas no probadas se registran en el resultado al serenconsiderados secos o inviables económicamente.· Costos capitalizadosLos costos capitalizados son depreciados según el método de unidades producidasbasado en las reservas probadas desarrolladas. Esas reservas son estimadas por losgeólogos e ingenieros en petróleo de la Compañía de acuerdo con los estándaresSEC y se revisan anualmente o con mayor frecuencia siempre que haya indicacionesde cambios significativos.· Costos de adquisición de propiedadesCostos de adquisición de propiedades arrendadas desarrolladas o no desarrolladas,incluyéndose bono de arrendamiento, corretaje y otros honorarios son capitalizados.Los costos de propiedades no desarrolladas que se vuelven productivas se transfierena una cuenta de propiedad en producción.· Costos de exploraciónLos pozos de exploración que encuentran petróleo y gas en un área que requiere unsignificativo gasto de capital antes de que la producción pueda comenzar sonevaluados anualmente para garantizar que las cantidades comerciales de las reservashan sido descubiertas o para que se realice o planifique el trabajo adicional deexploración. Los costos de exploración relacionados con las áreas donde han sidodescubiertas cantidades comerciales son capitalizados y los costos de exploracióndonde trabajos adicionales están en curso o planeados siguen siendo capitalizados,pendientes de evaluación final. Los costos de los pozos de exploración norelacionados con cualquiera de estas pruebas son registrados como gastos. Todos losotros costos de exploración (incluidos los costos geológicos y geofísicos) sonregistrados como gastos a medida que se van realizando. Pozos exploratorios secosson registrados como gastos.F-19
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(g) Bienes de uso (Continuación)· Costos de desarrolloLos costos de desarrollo de los pozos que incluyen pozos, plataformas, los equiposusados en los pozos y las instalaciones requeridas para la producción soncapitalizados.· Costos de producciónLos costos referentes a pozos productivos son registrados como bienes de cambio yson registrados en el estado de resultados como gastos cuando los productos sonvendidos.· Costos por abandonoLa Compañía realiza estudio anual y revisión de su estimación de costos asociadoscon el abandono de pozos y la enajenación de bienes de uso de las áreas deproducción de petróleo y gas, teniendo en cuenta las nuevas informaciones sobre lafecha estimada de abandono y las estimaciones de costos revisadas para elabandono. Los cambios en la estimación de obligación por baja de los activos estánrelacionados principalmente con declaraciones comerciales de nuevos campos,algunos cambios en estimativas de costos y revisiones de informaciones deabandono proporcionadas por joint-ventures que no son operadas por la Compañía.· Depreciación, agotamiento y amortizaciónLa depreciación, agotamiento y amortización de los costos de arrendamiento de lasinstalaciones de producción se registran usando el método de unidades producidaspor campos individuales según se van produciendo las reservas desarrolladasprobadas. Las plataformas de producción arrendadas que no están vinculadas a lospozos correspondientes, son depreciadas por el método lineal sobre la vida útilestimada de las plataformas. La depreciación, agotamiento y amortización de todoslos otros costos capitalizados (tanto tangibles como intangibles) de las instalacionesde producción de petróleo y gas probadas se registran por el método de unidad deproducción, por campos individuales, según se van produciendo las reservasdesarrolladas probadas. El método lineal se utiliza para activos con una vida útil máscorta que la vida del campo.F-20
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(g) Bienes de uso (Continuación)· Depreciación, agotamiento y amortización (Continuación)Otros bienes de uso se deprecian por el método lineal sobre las siguientes vidas útilesestimadas:Edificación y mejoríasEquipos y otros activosPlataformasDuctos25-40 años3-30 años15-25 años30 años· Pérdida de valor en la recuperación de los activos (Impairment)De acuerdo con SFAS No. 144 - Pérdida de Valor en la Recuperación de los Activosde Vida Útil Prolongada (“SFAS 144”), la Administración revisa los activos de vidaútil prolongada, básicamente bienes de uso a ser utilizados en el negocio y los costoscapitalizados relativos a actividades productivas de petróleo y gas, siempre que loseventos o cambios en las circunstancias indican que el valor según los libros contablesde un activo o grupo de activos no se puede recuperar basado en flujos de efectivofuturos no descontados. Las revisiones se realizan al nivel más bajo de los activos a loscuales la Compañía puede atribuir flujos de efectivo futuros identificables. El valorcontable neto de los activos subyacentes se ajusta a su valor justo por un modelo deflujo de efectivo futuro descontado, si la suma de los flujos de efectivo futuros nodescontados que se espera es menor que el valor contable.· Mantenimiento y reparacionesLos costos reales de mantenimiento principales, incluindose reactivaciones derefinerías y buques, así como otros gastos en mantenimiento y reparaciones, seregistran como un gasto según se van realizando.· Interés capitalizadoEl interés es capitalizado de acuerdo con el SFAS No. 34 - Capitalización de Costode Interés (“SFAS 34”). El interés se capitaliza en proyectos específicos cuando elprocesso de la construcción demora un tiempo considerable e implica mayores gastosde capital. El interés capitalizado se asigna a los bienes de uso y se amortizaconsiderando la vida útil estimada o el método de unidades producidas de los activosimplicados. El interés es capitalizado por el costo promedio ponderado de lospréstamos de la Compañía.F-21
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(h) Ingresos, costos y gastosLos ingresos provenientes de las ventas de petróleo crudo y derivados del petróleo,productos petroquímicos, gas natural y otros productos relativos se reconocen cuando eltítulo es transferido al cliente porque en este momento el monto puede serrazonablemente medido, el cobo está razonablemente asegurado, hay evidenciapersuasiva de un acuerdo, el precio del vendedor al comprador está determinado opuede determinarse y los riesgos y recompensas significativas de la propiedad se hantransferido. Se transfiere el título al cliente en el momento de la entrega de acuerdo conlos términos de los contratos de ventas. Los ingresos de la producción de laspropiedades de gas natural en las que <strong>Petrobras</strong> tiene participación con otrosproductores se reconocen con base en los volúmenes reales vendidos durante el período.Los ajustes a realizar posteriormente a los ingresos basados en los acuerdos departicipación en la producción o en las diferencias de entrega volumétrica no sonsignificativos. Los costos y gastos se contabilizan según lo devengado.(i)Impuestos sobre la rentaLa Compañía contabiliza los impuestos sobre la renta de acuerdo con SFAS No. 109 -Contabilización de Impuestos sobre la Renta (“SFAS 109”), lo cual requiere unenfoque de activo y pasivo al registrar los impuestos corrientes y diferidos. Los efectosde las diferencias entre las bases de cálculo impositivas de activos y pasivos y losmontos reconocidos en los estados contables se han tratado como diferenciastemporarias con la finalidad de registrar los impuestos sobre la renta diferidos.La Compañía registra los beneficios fiscales de todas las pérdidas operativas netascomo un activo fiscal diferido y reconoce una provisión para pérdidas respecto acualquier parte de este beneficio que la administración considere que no será recuperadacontra utilidad imponible futura, usando un criterio de “más probable que no”.La Compañía adoptó la Interpretación 48 de FASB “Registro Contable deIncertidumbres en el Impuesto a la Renta, una Interpretación de la Declaración deNormas Financieras Contables Nº 109” (FIN-48) el 1 de enero de 2007 y la Compañíasolamente reconoce el efecto de una posición de impuesto a la renta si, ante un examen,tal posición tiene más probabilidad de mantenerse que de no mantenerse, con base enlos méritos técnicos de la posición. Una posición de impuesto a la renta reconocida semide por el mayor monto que tenga una probabilidad de realizarse superior al 50%.Los cambios en el reconocimiento de la mensuración se reflejan en el período en el queocurre el cambio de juicio. La Compañía registra intereses y multas relacionadas abeneficios fiscales no reconocidos en “otros gastos operativos”.F-22
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(j) Beneficios post-jubilación de empleadosLa Compañía patrocina un plan de pensión de beneficios definidos, que cubresustancialmente a todos sus empleados, que la Compañía contabiliza de acuerdo conSFAS No. 87 - Contabilización de Pensiones para los Empleadores (“SFAS 87”) ySFAS 158 - “Contabilización por los Empleadores de los Planes de Pensión deBeneficios Definidos y otros Planes Post-Jubilación - una Enmienda de losPronunciamientos FASB No. 87, 88, 106 y 132(R)” (“SFAS 158”). Las divulgacionesrelativas al plan están de acuerdo con la Declaración No. 132-R de FASB,“Divulgaciones de los Empleadores sobre las Pensiones y Otros Beneficios de Post-Jubilación” (“SFAS No. 132-R”).Además, la Compañía ofrece ciertos beneficios de asistencia médica para los empleadosjubilados y sus dependientes. El costo de dichos beneficios es reconocido segúnSFAS No. 106 - Otros Beneficios Post-jubilación diferentes de las Pensiones(“SFAS 106”) y “SFAS 158”.La Compañía también contribuye con los planes brasileños de pensión y con planes depensión del gobierno de subsidiarias internacionales, seguridad social y pérdida delpuesto de trabajo a tasas basadas en la nómina, y dichas contribuciones se registrancomo gastos según se van incurriendo. Otras indemnizaciones se pueden pagar en casode despidos involuntarios de los empleados pero, basados en los planes operativosactuales, la Administración no considera que haya montos significativos a pagar deacuerdo con este plan.(k) Utilidades por acciónLas utilidades por acción se computan a través del método de las dos clases, queconsiste en una fórmula de asignación de utilidades que determina utilidades por acciónpara ambos os grupos de acciones preferidas, las cuales son títulos de participación yacciones ordinarias, como si toda la utilidad neta de cada ejercício hubiera sidodistribuida de acuerdo con una fórmula predeterminada que se describe en la Nota17(c).F-23
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(l) Contabilización de derivados y actividades de hedgingLa Compañía adopta SFAS No. 133 - Contabilización de Instrumentos Derivados yOperaciones de Hedging, juntamente con sus enmiendas e interpretaciones que sedenominan colectivamente en este documento como “SFAS 133”. SFAS 133 requiereque todos los instrumentos derivados se registren en el balance general de la Compañíacomo un activo o como un pasivo y sea medido al valor justo. SFAS 133 requiere quelos cambios en el valor justo de los derivados se reconozcan en el estado de resultados amenos que se cumplan criterios contables específicos del hedging; y los determinadospor la Compañía. Para los derivados contabilizados como hedging, los ajustes al valorjusto se contabilizan en el estado de resultados o en “Otras utilidades integralesacumuladas”, un componente del patrimonio neto, dependiendo del tipo de hedgecontable y el grado de efectividad de la operación de hedging.La Compañía usa instrumentos financieros derivados, no denominados comocontabilización de hedge, para reducir el riesgo de oscilaciones de precios desfavorablespara las compras de petróleo crudo. Estos instrumentos son valuados a valor demercado con las ganancias o pérdidas relacionadas reconocidas como “Ingresosfinancieros” o “Gastos financieros”.La Compañía puede también usar derivados no denominados como hedge para reducirel riesgo de oscilaciones desfavorables en el tipo de cambio en su financiacióndenominada en moneda extranjera. Las ganancias y pérdidas a partir de los cambios enel valor justo de estos contratos son reconocidas como “Ingresos financieros” o “Gastosfinancieros”.La Compañía también puede usar derivados de hedge para proteger el cambio de lastasas de interés en diferentes monedas. Estos derivados de hedge utilizados así como elriesgo protegido por el hedge se contabilizan en un modelo de flujo de efectivo. Conbase en este modelo, las ganancias y pérdidas asociadas al instrumento derivado sondiferidas y registradas en “Otras Utilidades Integrales Acumuladas” hasta el momentoen que la transacción de hedging impacte los resultados, considerando la excepción decualquier hedge inefectivo, que se registran directamente en los estados de resultadoconsolidados.F-24
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(m) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente· Pronunciamiento No. 141 de FASB (revisado en 2007), Combinaciones deNegocios (“SFAS 141-R”)En diciembre de 2007, FASB emitió el SFAS 141-R, que entrará en vigor paratransacciones de combinaciones de negocios que tengan fecha de adquisición el 1º deenero de 2009 o a partir de esta fecha. Esta norma exige que la entidad adquirienteen una combinación de negocios reconozca por sus valores justos correspondienteslos activos adquiridos, las obligaciones asumidas y cualquier participación nocontrolante en la adquirida en la fecha de adquisición. SFAS 141-R cambia eltratamiento contable para los ítems siguientes: costos relacionados a la adquisición ycostos de reestructuración se llevarán a la cuenta de pérdidas y utilidades en elmomento de su realización; investigación y desarrollo en curso se registrarán por suvalor justo en la fecha de adquisición como un activo intangible de duraciónindefinida; los cambios en las provisiones sobre la evaluación de activos deimpuestos diferidos y las incertezas sobre impuesto sobre la renta después de laadquisición se reconocerán por lo general en gastos de impuesto sobre la renta;obligaciones contingentes adquiridas se registrarán a su valor justo en la fecha deadquisición y a continuación se medirán tanto al valor máximo de ese monto o alvalor determinado de acuerdo con las normas existentes para contingencias noadquiridas.SFAS 141-R también incluye un número significativo de nuevasexigencias sobre divulgaciones. El impacto de la aplicación de SFAS 141-R en losestados contables consolidados dependrá de las combinaciones de negocios quesurjan durante 2009 y en años posteriores.· Pronunciamiento FASB No. 160, Participaciones No-Controlantes en losEstados Contables Consolidados, una enmienda de ARB No. 51 (“SFAS 160”)En el mes de diciembre de 2007, FASB emitió el SFAS 160, que determina nuevosestándares de registros contables y de presentación de informes para la participaciónno-controlante en una subsidiaria y para la desconsolidación de una subsidiaria.SFAS 160 exige el reconocimiento de participación no-controlante (participaciónminoritaria) como patrimonio en los estados contables consolidados y en separadodel patrimonio de la controlante. El valor de utilidades netas atribuibles a laparticipación no-controlante se incluirá en las utilidades netas consolidadas en elestado de resultados. Algunos cambios en la participación de la matriz se registraráncontablemente como transacciones de capital y cuando una subsidiaria sedesconsolide, cualesquier participaciones no-controlantes en la ex-subsidiaria semedirán en principio por su valor justo. SFAS 160 también incluye mayoresexigencias de divulgación en relación a las participaciones de la matriz y suparticipación no-controlante y está en vigor para los ejercicios fiscales y paraperíodos intermediarios dentro de esos ejercicios fiscales, con fecha de inicio el 15de diciembre de <strong>2008</strong> o fechas posteriores. Las presentaciones del estado deresultados y del balance general de la Compañía cambiarán con la aplicación deSFAS 160, debido a la reclasificación de la participación de minoritarios.F-25
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(m) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente (Continuación)· EITF No. 08-6, Consideraciones Contables sobre le Método de la EquivalenciaPatrimonial (“EITF No. 08-6”)En noviembre de <strong>2008</strong>, FASB llegó a un consenso sobre la Cuestión No. 08-6, delGrupo de Trabajo de Asuntos Emergentes “Consideraciones sobre la Contabilizaciónde Inversiones por el Método de la Equivalencia Patrimonial” (“EITF 08-6”), que foiemitida para aclarar como la aplicación de la contabilización por el método de laequivalencia patrimonial sería afectada por el SFAS No. 141(R) and SFAS 160. ElEITF 08-6, entre otros requisitos, determina que un inversor por el método de laequivalencia patrimonial será responsable por una emisión de acciones de la empresaen la que tiene participación como si el inversor hubiera vendido una participaciónproporcional de su inversión. Cualquier ganancia o pérdida para el inversor,resultante de una emisión de acciones de la empresa en la que tiene participación sereconocerá en las utilidades. Esta emisión entra en vigor a partir del 1º. de enero de2009 y se aplicará prospectivamente.· FASB Staff Position (FSP) No. 132(R)-1, Divulgaciones de los Empleadoressobre Activos del Plan de Beneficios de Post-Jubilación (“(FSP) No. 132(R)-1”)En diciembre de <strong>2008</strong>, FASB emitió el (FSP) No. 132(R)-1, que enmienda el SFAS132(R) para proporcionar asistencia sobre las divulgaciones de los empleadores sobrelos activos de un plan de pensión de beneficio definido u otros planes post-jubilación.Este FSP requiere informaciones sobre: (a) Políticas de Inversión y Estrategias; (b)Categorías de los Activos del Plan; (c) Mediciones a Valor Justo de los Activos delPlan y (d) Concentraciones Significativas de Riesgo. Este FSP entra en vigor para losestados contables anuales a partir de 2009; los estados contables consolidados de laCompañía se verán afectados solamente por las divulgaciones adicionales.F-26
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(n) Pronunciamientos de contabilidad adoptados recientemente· Pronunciamiento No. 157 de FASB, Mediciones de Valor Justo (“SFAS 157”)A partir del 1o. de enero de <strong>2008</strong>, la Compañía adoptó el SFAS 157, que fueenmendado en febrero de <strong>2008</strong> por FASB Staff Position (FSP) SFAS No. 157-1,“Aplicación de SFAS 157 a SFAS 13 y sus Pronunciamientos ContablesInterpretativos Relacionados que tratan sobre Transacciones de Arrendamiento”, ypor FSP SFAS 157-2, Fecha de entrada en vigor de SFAS 157, que aplazó laaplicación por parte de la Compañía de SFAS 157 para activos y pasivos nofinancieros no recurrentes hasta el 1° de enero de 2009. SFAS 157 sufrió otraenmienda en octubre de <strong>2008</strong> por medio del FSP SFAS 157-3, “Determinación delValor Justo de un Activo Financiero cuando el Mercado para el Referido Activo noestá Activo”, que aclara la aplicación del SFAS 157 para los activos que participanen mercados inactivos.SFAS 157 define el valor justo, establece un marco para la medición del valor justo yexpande las divulgaciones sobre las mensuraciones del valor justo, sin embargo noexige ningún tipo de nueva medición de valor justo pero se aplicará a activos ypasivos que tengan exigencia de ser contabilizados por el valor justo de acuerdo conotros estándares contables.La implantación del SFAS 157 no tuvo ningún impacto significativo en los estadoscontables consolidados de la Compañía a no ser las divulgaciones adicionales que sehan incorporado en la Nota 21 de estos estados contables.· Pronunciamiento Nº 159 de FASB, La Opción de Valor Justo para Activos yPasivos Financieros (“SFAS 159”)En febrero de 2007, FASB emitió SFAS 159, que permite la medición dedeterminados instrumentos financieros al valor justo. Las entidades pueden optar pormedir los ítems elegibles al valor justo en fechas de elección determinadas,informando las pérdidas y ganancias no realizadas sobre tales ítems en cada ejerciciosiguiente. La Compañía adoptó este Pronunciamiento a partir del 1 o de enero de<strong>2008</strong>, pero no realizó una elección de valor justo en ese momento ni durante elperíodo restante de <strong>2008</strong> para ninguno de los instrumentos financieros que todavía nose habían registrado por el valor justo de acuerdo con otros estándares contables. Porlo tanto, la adopción de SFAS 159 no causó un impacto significativo sobre losestados contables consolidados de la Compañía.F-27
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)(n) Pronunciamientos de contabilidad adoptados recientemente (Continuación)· FASB FSP SFAS 140-4 y FIN 46(R)-8, Divulgaciones sobre Transferencias deActivos Financieros y Participación en Sociedades de Propósito Específico(Variable Interest Entities – SPEs) (“SFAS 140-4 y FIN46(R)-8”)En diciembre de <strong>2008</strong>, FASB emitió FSP SFAS 140-4 y FIN 46(R)-8,“Divulgaciones sobre Transferencias de Activos Financieros y Participación enSociedades de Propósito Específico.” Este FSP requiere informaciones adicionalessobre el envolvimiento de una sociedad con una sociedad de propósito específico(“SPE”) y determinadas transferencias de activos financieros a sociedades depropósito específico y SPEs. Este FSP requiere la metodología para determinar si laCompañía es la principal beneficiaria de una SPE, caso haya proporcionado apoyofinanciero o de algún otro tipo que la Compañía no es obligada contractualmente aproporcionar y otras informaciones cualitativas y cuantitativas. La Compañía no tieneninguna transferencia de activos financieros dentro del alcance de este FSP. Este FSPentró en vigor el 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y las informaciones adicionalesrelacionadas a las SPEs se han incorporado en la Nota 14.· Pronunciamiento No. 161 de FASB, Divulgaciones sobre Instrumentos Derivadosy Actividades de Hedging - enmienda al FASB No. 133 (“SFAS 161”)En marzo de <strong>2008</strong>, FASB emitió el SFAS 161, que aumenta las exigencias deinformación del Pronunciamiento FASB No. 133, “Contabilización de InstrumentosDerivados y Actividades de Hedging” (“SFAS 133”) e interpretaciones relacionadas.Este pronunciamento exige mejores informaciones sobre (a) cómo y por qué unasociedad usa instrumentos derivados, (b) cómo los instrumentos derivados y los ítemsprotegidos por hedge relacionados se contabilizan de acuerdo con SFAS 133 y susinterpretaciones relacionadas, y (c) cómo los instrumentos derivados y los ítemsprotegidos por hedge relacionados afectan la posición financiera, el desempeñofinanciero y los flujos de efectivo de una sociedad. Este pronunciamiento está envigor para los estados contables parciales y anuales ya a partir del primer trimestre de2009. La Compañía adoptó precozmente el SFAS 161, y su implantación no hacausado un impacto significativo sobre los estados contables consolidados de laCompañía a no ser las informaciones adicionales que se han incorporado en la Nota20.F-28
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)3. Impuestos sobre la RentaLos impuestos sobre la renta en Brasil consisten en el impuesto federal a la renta ycontribución social, que es un impuesto federal adicional a la renta. Las tasas impositivasestipuladas estatutariamente han sido 25% y 9%, respectivamente, para los ejerciciosfinalizados al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006.En esencia todos los ingresos tributables de la Compañía se generan en Brasil y, porconsiguiente, están sujetos al tipo impositivo estatutario brasileño.La siguiente tabla reconcilia el impuesto calculado sobre la base de los tipos impositivosestatutarios brasileños de 34% con el gasto referente al impuesto a la renta registrado enestes estados contables consolidados.Ejercicio finalizado al 31de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Utilidad del ejercicio antes de los impuestos sobre la renta yparticipación de minoritarios:Brasil 27.597 19.536 18.590Internacional (605) (237) 571F-2926.992 19.299 19.161Gastos por impuestos sobre la renta a tasas estatutarias- (34%) (9.177) (6.562) (6.515)Ajustes para la determinación de la tasa impositiva efectiva:Beneficios de asistencia médica y de post-jubilación nodeducibles (254) (315) (277)Cambio en la provisión de evaluación (1.004) (575) 74Utilidades en el exterior sujetas a diferentes tasas deimpuestos 25 (199) (147)Incentivo fiscal (1) 219 712 138Beneficio fiscal de los intereses sobre el capital propio (verNota 17 (b)) 995 998 994Impairment sobre Reputación Mercantil (ver Nota 18(a)) (76) - -Otros 13 53 42Gastos por impuesto sobre la renta por estado de resultadosconsolidados (9.259) (5.888) (5.691)(1) El 10 de mayo de 2007, la Secretaría de Hacienda Federal de Brasil reconoció el derechode Petrobrás de desgravar algunos incentivos fiscales del impuesto sobre la renta a pagar,cubriendo los ejercícios fiscales de 2006 hasta 2015. Durante el ejercicio finalizado el 31de diciembre de <strong>2008</strong>, Petrobrás reconoció un beneficio fiscal por un monto de US$219(US$712 al 31 de diciembre de 2007) básicamente relacionado a estos incentivos en elNordeste, en la región cubierta por la Agencia de Desarrollo del Nordeste (ADENE),asegurando un 75% de reducción en el impuesto sobre la renta a pagar, calculado sobrelas ganancias de la explotación de las actividades incentivadas y esas se hancontabilizado por el método de flow through.
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)3. Impuestos sobre la renta (Continuación)La tabla a continuación muestra la división entre el beneficio (gasto) de impuesto sobre larenta nacional e internacional atribuible a los ingresos de las operaciones continuas:Ejercicio finalizado al 31 dediciembre<strong>2008</strong> 2007 2006Brasil:Corriente (6.583) (4.473) (4.758)Diferido (2.463) (991) (679)(9.046) (5.464) (5.437)Internacional:Corriente (321) (353) (253)Diferido 108 (71) (1)(213) (424) (254)Gastos de Impuesto sobre la Renta (9.259) (5.888) (5.691)Todos los activos y pasivos fiscales diferidos registrados se relacionan principalmente aBrasil y no hay activos y pasivos fiscales diferidos significativos de localidadesinternacionales. No existe compensación de impuestos diferidos entre jurisdicciones.F-30
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)3. Impuestos sobre la Renta (Continuación)Los principales componentes de las cuentas de impuesto sobre la renta diferidos en el balancegeneral consolidado se presentan a continuación:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Activos corrientes 505 498Provisión de evaluación (5) -Pasivos corrientes (8) (7)Activos fiscales diferidos corrientes, netos 492 491Activos no corrientesBeneficios post-jubilación a los empleados, netos de ajustes dereservas de beneficios post-jubilación cumulativos 116 2.065Quebrantos impositivos a compensar 1.944 628Otras diferencias temporarias 742 601Provisión de evaluación (1.609) (667)1.193 2.627Pasivos no corrientesCostos de exploración y desarrollo capitalizados (5.251) (5.810)Bienes de uso (1.197) (1.494)Variación cambiaria (1.226) -Otras diferencias temporales, individualmente no significantes (476) (110)(8.150) (7.414)Pasivos fiscales diferidos no corrientes netos (6.957) (4.787)Activos fiscales diferidos no corrientes 123 15Pasivos fiscales diferidos no corrientes (7.080) (4.802)Pasivos fiscales diferidos netos (6.465) (4.296)F-31
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)3. Impuestos sobre la Renta (Continuación)La Compañía tiene quebrantos impositivos a transportar nacionales acumulados queascienden a US$1.440 al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, disponibles para compensar futurasutilidades imponibles, limitados al 30% de las utilidades imponibles en cualquier ejercicioindividual. Esos quebrantos impositivos a transportar pueden acumularse indefinidamente enBrasil. La Administración cree que hay más probabilidades a favor que contra que esosbeneficios impositivos se realicen hasta diez años.La Compañía tiene quebrantos impositivos a transportar internacionales acumulados queascienden a US$4.427 al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>. Los quebrantos impositivos a transportarexisten en muchas jurisdicciones internacionales. Aunque algunos de esos transportescontables de pérdidas fiscales no tienen fecha de expiración, otros expiran en diversas fechasde 2009 a 2028.La provisión de evaluación se ha determinado para determinados quebrantos impositivos atransportar que reduce el impuesto diferido a un monto cuya probabilidad de ser realizado esmayor que la de no serlo. Anualmente la Administración de evalúa la capacidad derealización de los activos fiscales diferidos tomando en consideración, entre otros elementos,el nivel histórico de ingresos imponibles, las utilidades imponibles proyectadas para el futuro,las estrategias de planificación de impuestos, las fechas de expiración de los quebrantosimpositivos a transportar y la reversión programada de las diferencias temporales existentes.El monto de los activos impositivos diferidos considerados realizables puede sin embargo,verse reducido caso se reduzcan las estimativas de futuras utilidades imponibles. El cuadrosiguiente presenta el cambio neto en la provisión de evaluación para los ejercicios finalizadosal 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006:F-32Ejercicio finalizado al 31 dediciembre<strong>2008</strong> 2007 2006Saldo al 1 de enero (667) (453) (524)Adiciones (1.071) (587) (27)Reducciones asignadas a gastos del impuesto sobre la renta 67 12 101Reducciones asignadas a la reputación mercantil (goodwill) - 168 -Reducciones debidas a expiración - 209 -Ajustes de conversión acumulados 57 (16) (3)Saldo al 31 de diciembre (1.614) (667) (453)Provisión de evaluación corriente (5) - -Provisión de evaluación no corriente (1.609) (667) (453)Las adiciones de la provisión de evaluación de US$1.071 en <strong>2008</strong> y US$587 en 2007 serelacionan principalmente a los quebrantos impositivos a transportar de las operaciones en elexterior y de las centrales termoeléctricas nacionales para las cuales no se espera realizarningún beneficio fiscal en los próximos años.
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)3. Impuestos sobre la Renta (Continuación)La reducción en la provisión de evaluación en 2007 se debe principalmente a PEPSA, endonde un beneficio fiscal de US$168 fue asignado para reducir la reputación mercantil parael activo diferido que no se había reconocido previamente en la fecha de adquisición. Lamayor parte del monto restante se relaciona a la reducción tanto en el activo impositivodiferido bruto como en la provisión de evaluación relacionada debido a la expiración de losquebrantos impositivos a transportar no utilizados en PEPSA. El reconocimiento subsiguientede beneficios impositivos relacionados a la provisión de evaluación para beneficios fiscalesdiferidos al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> se registrarán en el estado de resultados consolidado.La Compañía no ha reconocido una obligación fiscal diferida de aproximadamente US$199por las utilidades no distribuidas de sus operaciones extranjeras obtenidas en <strong>2008</strong> y añosanteriores puesto que la Compañía considera reinvertir indefinidamente esas utilidades (US$117 en 2007). Se reconocerá un pasivo fiscal diferido cuando la Compañía deje dedemonstrar que tiene planes de reinvertir indefinidamente las utilidades no distribuidas. Al 31de diciembre de <strong>2008</strong>, las utilidades no distribuidas de esas subsidiarias eran deaproximadamente US$1.329 (US$779 al 31 de diciembre de 2007).Al 1° de enero de 2007 y <strong>2008</strong> y para los ejercicios concluidos el 31 de diciembre de 2007 y<strong>2008</strong>, la Compañía no tiene beneficios fiscales no reconocidos relativos a posicionesimpositivas inciertas y provisión para multas e interés. Además, la compañía no espera que elmonto de los beneficios fiscales no reconocido aumente significativamente en los próximosdoce meses.La Compañía y sus subsidiarias presentan sus declaraciones de impuesto sobre la renta en lajurisdicción brasileña y en muchas jurisdicciones extranjeras. Las declaraciones del impuestosobre la renta en Argentina y Brasil están abiertas a la fiscalización por parte de lascorrespondientes autoridades impositivas para los años comenzando en 2002.4. Efectivo y Equivalentes de EfectivoAl 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Efectivo 1.075 1.241Inversiones - en reales brasileños (1) 2.813 2.279Inversiones - en dólares estadounidenses (2) 2.611 3.4676.499 6.987(1) Incluye principalmente bonos públicos federales con liquidez inmediata y los títulosestán vinculados a la cotización del dólar estadounidense o a la remuneración de losDepósitos Interbancarios - DI.(2) Incluye principalmente Depósitos a Plazo y títulos de renta fija.F-33
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)5. Títulos y Valores MobiliariosAl 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Clasificación de títulos y valores mobiliarios:Disponibles para venta 1.608 2.036Títulos para negociación 57 127Mantenidos hasta el vencimiento 197 2481.862 2.411Menos: Monto corriente de títulos y valores mobiliarios (124) (267)Monto a largo plazo de títulos y valores mobiliarios 1.738 2.144Los títulos y valores mobiliarios comprenden básicamente los montos que la Compañía hainvertido en un fondo exclusivo, sin contar los propios títulos de la Compañía, que seconsideran recomprados. El fondo exclusivo está consolidado, y los títulos de deuda ypatrimoniales dentro de la cartera están clasificados como títulos para negociación y títulosdisponibles para venta de acuerdo con SFAS 115 basado en el propósito de la administración.Los títulos para negociación son, principalmente bonos brasileños, que son comprados yvendidos frecuentemente para generar ganancias a corto plazo con los cambios de precio demercado. Los títulos disponibles para venta son, principalmente, acuerdos de NCL (CreditLiquid Note) y algunos otros bonos para los cuales la Compañía actualmente no esperanegociar activamente. Los títulos para negociación se presentan como activos corrientes,según se espera que sean usados en un plazo cercano de acuerdo con los requisitos decaptación de efectivo. Los títulos disponibles para la venta se presentan como “Activos nocorrientes”, ya que no se espera que ellos sean vendidos o liquidados en los próximos docemeses.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> tenía un saldo de US$1.608 (US$1.907 en 2007)vinculado a Notas del Tesoro Nacional Serie B, que se han registrado contablemente comotítulos disponibles para venta de acuerdo con el SFAS 115. El 23 de octubre de <strong>2008</strong>, lasNotas del Tesoro Nacional Serie B fueron utilizadas como garantía después de laconfirmación de los acuerdos realizados con Petros, plan de pensión de <strong>Petrobras</strong> (Ver Nota16 (b)). El valor nominal de las NTN-Bs ha sido reajustado con base en las variaciones delÍndice de Precios al Consumidor Ampliado (IPCA). Las fechas de vencimiento de esas notasson 2024 y 2035 y los cupones de interés se pagarán em intervalos semestrales al 6 % a.a. Al31 de diciembre de <strong>2008</strong>, los saldos de las Notas del Tesoro Nacional Serie B(NTN-B) seactualizaron de acuerdo con su valor de mercado, con base en el precio promedio publicadopor la Asociación Nacional de Instituciones del Mercado Abierto (ANDIMA).F-34
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)6. Cuentas a Cobrar, NetasLas cuentas a cobrar, netas, tienen la siguiente composición:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Cuentas a cobrar 8.727 9.295Menos: provisión para cuentas incobrables (1.191) (1.290)7.536 8.005Menos: Cuentas a cobrar no corrientes,netas (923) (1.467)Cuentas a cobrar corrientes, netas 6.613 6.538Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Provisión para cuentas incobrablesSaldo al 1 o de enero (1.290) (1.120) (1.063)Adiciones (84) (215) (78)Bajas 16 160 60Ajustes acumulados de conversión 167 (115) (39)Saldo al 31 de diciembre (1.191) (1.290) (1.120)Provisión para cuentas a cobrar corrientes (638) (746) (584)Provisión para cuentas a cobrar no corrientes (553) (544) (536)Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007, las cuentas a cobrar no corrientes incluyeron US$624 yUS$616, respectivamente, con relación a los pagos efectuados por la Compañía a losproveedores y subcontratistas en nombre de ciertos contratistas. Estos contratistas habían sidocontratados por la subsidiaria Brasoil para la construcción/transformación de buques enFPSO (“Floating Producción, Storage and Offloading”) (Producción Flotante,Almacenamiento y Descarga) y FSO (“Floating, Storage and Offloading”) (Fluctuación,Almacenamiento y Descarga) y dejaron de efectuar los pagos a sus proveedores ysubcontratistas. La Compañía efectuó los pagos para evitar más demoras en laconstrucción/transformación de los buques y las consiguientes pérdidas a Brasoil.La administración de la Compañía ha determinado que estos pagos pueden ser reembolsados,ya que representan derechos de Brasoil con respecto a los contratistas, razón por la cual seentabló una acción judicial ante los tribunales internacionales con el objetivo de lograr elreembolso. Sin embargo, debido a las incertidumbres relativas a la realización de talescuentas a cobrar, la Compañía registró una provisión para todos los créditos que no estánrespaldados por garantía. Tal provisión asciende a US$553 y US$544 al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> y 2007, respectivamente.F-35
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)7. Bienes de CambioAl 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007ProductosDerivados de petróleo 2.770 2.493Alcohol combustible 256 1813.026 2.674Materias primas, principalmente petróleo crudo 3.301 4.818Materiales y suministros 1.578 1.681Otros 134 1108.039 9.283Bienes de cambio corrientes 7.990 9.231Bienes de cambio no corrientes 49 52Los bienes de cambio se contabilizan al costo y al precio del mercado, cuál sea más pequeño.Debido a los recientes reducciones en los precios del petróleo en el mercado internacional, laCompañía reconoció una pérdida de US$545 para el ejercicio concluido el 31 de diciembrede <strong>2008</strong>, que se clasificó como otros gastos operativos en el estado de resultados consolidado.La Compañía adoptó el valor realizable para el propósito de impairment de bienes de cambio.F-36
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)8. Impuestos a RecuperarLos impuestos a recuperar estaban compuestos de la siguiente forma:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Local:Impuesto al valor agregado doméstico sobre lasventas (ICMS) (1) 1.924 2.173PASEP/COFINS (2) 2.622 2.772Impuesto a la renta y contribución social 1.176 527Impuesto al valor agregado extranjero (IVA) 113 243Otros impuestos recuperables 541 2506.376 5.965Menos: impuestos recuperables no corrientes (3.095) (2.477)Impuestos recuperables corrientes 3.281 3.488(1) El impuesto al valor agregado doméstico sobre las ventas (ICMS) es formado porcréditos generados por operaciones comerciales y por la adquisición de bienes de uso ypuede ser contrarrestado con impuestos de la misma naturaleza.(2) Compuesto de créditos resultantes de recaudaciones no cumulativas de PASEP yCOFINS que pueden compensarse con otros impuestos federales a pagar.Los valores recuperables del impuesto sobre la renta y la contribución social se utilizaránpara compensar futuros pasivos de impuesto sobre la renta.<strong>Petrobras</strong> planea recuperar estos impuestos integramente y, por lo tanto, no se haconsiderado contabilizar ninguna provisión al respecto.F-37
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRASY SUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)9. Bienes de Uso, NetosBienes de uso, a su costo, se resumen a continuación:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007DepreciaciónDepreciaciónCosto acumulada Neto Costo acumulada NetoEdificios y mejoras 4.060 (1.310) 2.750 3.492 (1.151) 2.341Activos de petróleo y gas 35.407 (12.682) 22.725 37.224 (14.357) 22.867Equipos y otros activos 45.742 (21.230) 24.512 44.706 (21.809) 22.897Arrendamiento de capital - plataformas y buques 2.752 (2.073) 679 2.199 (1.000) 1.199Derechos y concesiones 2.439 (655) 1.784 2.655 (619) 2.036Terrenos 441 - 441 390 - 390Materiales 2.219 - 2.219 2.015 - 2.015Proyectos de expansión:Construcción e instalaciones en curso:Exploración y producción 10.653 - 10.653 13.558 - 13.558Abastecimiento 11.973 - 11.973 9.371 - 9.371Gas y energía 4.908 - 4.908 6.023 - 6.023Distribución 185 - 185 291 - 291Internacional 1.346 - 1.346 1.144 - 1.144Corporativo 544 - 544 150 - 150122.669 (37.950) 84.719 123.218 (38.936) 84.282F-38
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)9. Bienes de Uso, Netos (Continuación)(a) SFAS No. 143 – Contabilización de obligaciones por abandono de activosA partir del 1º de enero de 2003, <strong>Petrobras</strong> adoptó SFAS No. 143 - Accounting for AssetRetirement Obligations (Contabilización de obligaciones por abandono de activos)(“SFAS 143”). Bajo el SFAS 143, el valor justo de las obligaciones por abandono deactivos se contabiliza como pasivo en una base descontada cuando se realizan, lo que es,por lo general, en el momento en que se instalan los activos relacionados. Los montoscontabilizados para los activos relacionados se aumentarán por el valor de esasobligaciones y se depreciarán durante el transcurso de la vida útil de tales activos. En eltranscurso del tiempo, los valores reconocidos como pasivos serán valorizados por elcambio en su valor presente hasta que los activos relacionados sean desactivados ovendidos.La medición de obligaciones de abandono de activos está basada en leyes y regulacionesactuales, tecnología existente y costos específicos de local. No hay activos conrestricciones legales para uso para la liquidación de obligaciones de abandono de activos.El resumen de la evolución anual de la provisión para gastos de abandono de activos sepresenta a continuación:PasivosSaldo al 31 de diciembre de 2006 1.473Gastos relativos a intereses 147Obligaciones incurridas 1.836Obligaciones liquidadas (29)Revisión de la provisión (401)Ajuste acumulado de conversión 436Saldo al 31 de diciembre de 2007 3.462Gastos relativos a intereses 153Obligaciones incurridas 687Obligaciones liquidadas (23)Revisión de la provisión (640)Ajuste acumulado de conversión (814)Saldo al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> 2.825F-39
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)9. Bienes de Uso, Netos (Continuación)(b) Pérdida de valor en la recuperación de activos (“Impairment”)Durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006, la Compañíaregistró gastos relativos a pérdida de valor en la recuperación de activos (impairment) deUS$519, US$271 y US$21, respectivamente. Durante <strong>2008</strong>, la pérdida de valor deactivos estuvo principalmente relacionada a impairment de reputación mercantil de lasubsidiaria indirecta de <strong>Petrobras</strong> en Estados Unidos, Pasadena Refining System(US$223) y propiedades de producción en Brasil (US$171) y los principales montos serelacionaron al campo Guajá de <strong>Petrobras</strong>. Durante 2007, la pérdida de valor de activosestuvo principalmente relacionada a inversiones internacionales (US$226): en Ecuador(US$174), debido a los cambios jurídicos e impositivos implantados por el gobierno deese país, anteriormente mencionados (ver Nota 9(b)); en Estados Unidos (US$39); y enAngola (US$13). Durante 2006, la pérdida de valor de activos estuvo principalmenterelacionada a propiedades productivas en Brasil y lo principales montos se relacionaran ael campo terrestre Córrego de Pedras, da <strong>Petrobras</strong>.10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones<strong>Petrobras</strong> realiza parte de sus negocios a través de inversiones en compañías contabilizadasutilizando el método de equivalencia patrimonial proporcional y el método del costo. Estascompañías no consolidadas se ocupan básicamente de los productos petroquímicos ynegocios de transporte de productos.Total departicipaciónInversiones<strong>2008</strong> 2007Método de la equivalencia patrimonialproporcional 20 % - 50% (1) 2.517 4.373 (2)Inversiones disponibles para la venta 8% - 17% 109 400Inversiones al costo 572 339Total 3.198 5.112(1) Conforme a lo descrito en esta Nota, determinadas centrales termoeléctricas en las que latenencia de la Compañía es del 10% al 50% también se contabilizan comoparticipaciones patrimoniales debido a particularidades de influencia significativa.(2) Conforme se describe en las Notas 10(d) y 10(e) también se incluye inversiones en elGrupo Ipiranga por un monto de US$1.175 y en Suzano Petroquímica, por un monto deUS$1.177.F-40
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Otras Inversiones(Continuación)Al 31 de diciembre de 2007, la Compañía tenía inversiones en compañías con accionescotizadas en bolsa: Braskem S.A., Petroquímica União S.A. - PQU. Estas inversionesascienden a menos del 20% del total de las acciones con derecho a voto de la compañíaobjeto de la inversión, se clasifican como disponibles a la venta y fueron asentadas a valoresde mercado. La compañía ha contabilizado ganancias no realizadas por la diferencia entre elvalor justo y el costo de la inversión como un componente del capital accionario, neto deimpuestos. Durante <strong>2008</strong> estas tenencias societarias cambiaron de acuerdo con el “Acuerdode Inversión en Braskem” (ver nota 10-(d.1)), y con el “Acuerdo de Inversión con Unipar”(ver nota 10-(e.1)) y la Compañía realizó su ganancia con cambios en el saldo no realizado,registrado como un componente de la utilidad integral.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, Petroquímica União S.A. – PQU, Braskem S.A., y QuattorCompanhia Petroquímica continuaban teniendo acciones cotizadas en la bolsa. De acuerdocon el “Acuerdo de Inversión con Unipar”, Quattor Companhia Petroquímica tenía unatenencia accionaria del 90,8% en Petroquímica União S.A. – PQU.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la Compañía tenía tenencias accionarias del 31,9% y del 23,8%con saldo de US$550 y US$428 en Braskem S.A. y Quattor Companhia Petroquímica,respectivamente, que se contabilizaron de acuerdo con el método de la equivalenciapatrimonial.La Compañía no actualizó las finanzas del período anterior para el aumento de participaciónen Braskem que pasaron a ser inversiones por el método de la equivalencia patrimonialpuesto que son inmateriales.La Compañía posee también participaciones en compañías con el propósito de desarrollar,construir, operar, dar mantenimiento y explorar plantas termoeléctricas contempladas en elPrograma de Energía Termoeléctrica de Prioridad del gobierno federal, con participacionessocietarias entre el 10% y el 50%. El saldo de estas inversiones al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y2007 incluye US$80 y US$95 respectivamente, y están incluidas como inversiones por elmétodo de la equivalencia patrimonial proporcional debido a que la Compañía puedeinfluenciar significativamente dichas operaciones.F-41
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones(Continuación)(a) Ley de Hidrocarburos en BoliviaA partir del 1º de mayo de 2006, entró en vigor en Bolivia el Decreto Supremo 28.701, através del cual se nacionalizaron todos los recursos naturales de hidrocarburos,obligando a las Compañías que realizaban actividades de producción de gas y petróleo aentregar en propiedad toda la producción de hidrocarburos a YPFB.Adicionalmente, mediante el mencionado decreto, el estado Boliviano nacionalizó lasacciones necesarias para que YPFB controle, como mínimo, al 50%, más una acción, de<strong>Petrobras</strong> Bolivia Refinación S.A. - PBR, en la cual <strong>Petrobras</strong> tenía indirectamente unatenencia accionaria del 100% (<strong>Petrobras</strong> Bolivia Inversiones y Servicios S.A. - 51% y<strong>Petrobras</strong> Energía Internacional S.A. – 49%).El 25 de junio de 2007, se firmó el contrato de compra de las acciones de PBR, con latransferencia total de las acciones para YPFB por el monto de US$112. La ganancia decapital devengada por <strong>Petrobras</strong> en la venta de las acciones de PBR se encuentraregistrada en el grupo “Otros gastos, netos” por un monto de US$37 al 31 de diciembrede 2007.(b) Nueva Ley de Hicrocarburos en EcuadorEl 18 de octubre de 2007, se realizó una enmienda en la Ley de Hidrocarburos, elevandola participación del Estado sobre los excedentes extraordinarios en el precio de petróleopara el 99%, reduciendo la participación de las compañías de petróleo para el 1%. El 28de diciembre, la Asamblea Constituyente de Ecuador aprobó la Ley de EquidadTributaria que impone una profunda reforma tributaria con la creación de nuevosimpuestos a partir del 1º de enero de <strong>2008</strong>.El conjunto de cambios causados por la enmienda anteriormente mencionada alteró lostérminos establecidos por las partes en relación a la aprobación de los respectivoscontratos de participación, afectando las proyecciones de desarrollo de las operacionescorrientes en Ecuador y la capacidad de recuperación de las inversiones realizadas. Por lotanto, al 31 de diciembre de 2007, se reconoció una pérdida de valor en la recuperaciónde activos (impairment) por un monto de US$174 con base en los flujos de efectivofuturos derivados de de la continua utilización de los activos para poder ajustar el valorcontable de los activos a su valor de recuperación estimado.El 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> Energía Ecuador, subsidiária de <strong>Petrobras</strong> EnergiaS.A. (PESA), firmó acuerdo con el gobierno de Ecuador para la devolución de laconcesión del bloque de exploración 31, en el que implicó el reconocimiento de pérdidapor un monto equivalente a US$77.F-42
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones(Continuación)(c) Inversiones en VenezuelaEn marzo de 2006, PESA, por medio de sus controladas y coligadas en Venezuela, firmócon PDVSA y la Corporación Venezolana del Petróleo S.A. (CVP), Memorandos deEntendimiento (MDE) con el objetivo de hacer realidad la migración de los conveniosoperativos para la modalidad de empresas mixtas, confome determinación legal. LosMDE establecían que la tenencia de los socios privados en las empresas mixtas es del40%, correspondiendo al gobierno venezolano una participación del 60%.De acuerdo con la estructura societaria y de gobierno corporativo definida para lasempresas de capital mixto, a partir del 1º de abril de 2006, PESA dejó de registrar losactivos, pasivos y resultados referentes a las mencionadas operaciones en los estadosconsolidados, presentándolos como inversiones societarias evaluadas por equivalenciapatrimonial. La recuperación de estas inversiones se relaciona fuertemente a lavolatilidad de los precios del petróleo, a las condiciones económicas, sociales yregulatorias en Venezuela y, en particular, a los intereses de sus accionistas en lo que serefiere al desarrollo de las reservas de petróleo. Consecuentemente, para ajustar el valorcontable de la inversión a su valor recuperable estimado, se reconoció una provisión parapérdida sobre inversiones por un monto de US$23 in <strong>2008</strong> (US$61 en 2007).(d) Desarrollos corrientes de Ipiranga y reestructuración de las compañíaspetroquímicas con BraskemEl 18 de abril de 2007, Ultrapar (el “Comisionario”), con la intervención de BraskemS.A. y Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong> (a través de un acuerdo de comisión) comopartes mediadoras, adquirió el control de las compañías del grupo Ipiranga por el valor deUS$2.694 (R$5.486 millones).El 27 de febrero de <strong>2008</strong>, en cumplimiento del Acuerdo de Inversión firmado el 18 demarzo de 2007, Ultrapar transfirió una tenencia del 40% de las acciones que forman elcapital accionario de Ipiranga Química S.A. a <strong>Petrobras</strong>, que desembolsó US$552. Elprecio de compra de los activos petroquímicos se ha determinado en US$154, neto deimpuestos para bienes de uso y de US$194 para reputación mercantil y el montorestante de US$204 se refiere a los activos netos adquiridos.El 14 de mayo de <strong>2008</strong>, Ultrapar realizó la transferencia de los activos de distribución decombustible y lubricantes en el Norte, Nordeste y Centro Oeste y los activos de asfaltorecibidos por <strong>Petrobras</strong> por medio de una sociedad de propósito específico denominada17 de Maio Participações S.A (“17 de Maio”).F-43
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones(Continuación)(d) Desarrollos corrientes de Ipiranga y reestructuración depetroquímicas con Braskem (continuación)las compañías17 de Maio es una corporación de capital cerrado y sus activos significativos son losactivos de asfalto, contenidos en Ipiranga Asfaltos – IASA y los activos de distribuciónen poder de una compañía limitada denominada Alvo Distribuidora de CombustíveisLtda. <strong>Petrobras</strong> desembolsó el monto de US$619. De este monto han sido asignadosUS$52, netos de impuestos para bienes de uso, US$229 para reputación mercantil y elmonto restante de US$338 se refiere a los activos netos adquiridos.El 17 de diciembre de <strong>2008</strong>, el CADE aprobó definitivamente la distribución y losactivos de asfalto del Grupo Ipiranga por parte de <strong>Petrobras</strong>, condicionado a la firma ypleno cumplimiento del Término de Compromiso de Desempeño, firmado por <strong>Petrobras</strong>y por Alvo, posibilitando la gestión inmediata y directa de esos activos.A partir de este resultado favorable, <strong>Petrobras</strong> comenzó el proceso de transferencia de losactivos representados por las empresas IASA y Alvo, para BR Distribuidora, en línea conla planificación inicial de la operación, cuyo objetivo era ampliar el liderazgo de lareferida subsidiaria en el mercado brasileño de distribución, por medio del aumento de suparte en el mercado, con garantía de rentabilidad.d.1)Acuerdo de Inversión en BraskemEl 30 de noviembre de 2007, se celebró un acuerdo de inversiones entre Braskem,Odebrecht, <strong>Petrobras</strong>, Petroquisa y Norquisa, por medio del cual se acordó laintegración en Braskem de algunos activos petroquímicos en poder de <strong>Petrobras</strong> yde Petroquisa a cambio de una participación accionaria en Braskem. El 14 demayo de <strong>2008</strong>, se firmó el Aditivo al Acuerdo de Inversiones dividiendo laoperación de canje en dos etapas.La primera etapa se concluyó el 30 de mayo de <strong>2008</strong> y por medio de ella <strong>Petrobras</strong>y Petroquisa transfirieron a Braskem las siguientes participaciones: (i) el 36,50%del capital total de Copesul; (ii) el 40% del capital votante y total de IPQ; (iii) el40% del capital votante y total de IQ; (iv) el 40% del capital votante y total dePetroquímica Paulínia (PPSA), teniendo ahora, por lo tanto, una tenencia del 30%del capital votante y el 23,1% del capital total de Braskem. La transacción de canjese basó en el valor justo de la tenencia societaria canjeada.F-44
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones(Continuación)(d) Desarrollos corrientes de Ipiranga y reestructuración de las compañíaspetroquímicas con Braskem (Continuación)d.1)Acuerdo de Inversión en Braskem (Continuación)La transacción fue contabilizada de acuerdo con el Pronunciamiento Nº 153 deFASB - “Canjes de Activos No-Monetarios – Una Enmienda de la Opinión No. 29de APB”, (“SFAS 153”) y del Pronunciamiento Nº 140 de FASB –“Contabilización de Transferencias y Atención del Servicio de Activos Financierosy Extinción de Pasivos”, (“SFAS140”) con base en el valor justo de la tenenciaaccionaria recibida de Braskem. Como resultado de la transacción se registró unautilidad no-operativa de US$64, neta de impuestos.El 30 de mayo de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong>, Petroquisa, Odebrecht y Norquisa, con Braskemcomo intermediaria, concordaron con los términos del nuevo acuerdo deaccionistas para los accionistas de Braskem.En la segunda etapa, <strong>Petrobras</strong> y Petroquisa tendrán la opción de: (i) integrar enBraskem hasta el 100% del capital votante y total de Petroquímica Triunfo(Triunfo), o (ii) aportar efectivo en Braskem por el mismo monto del valor justodel capital votante y total de Petroquímica Triunfo (Triunfo); aumentando así laparticipación conjunta de <strong>Petrobras</strong> y Petroquisa en el capital total de Braskem,conforme determinado en el Acuerdo de Inversiones.El 9 de julio de <strong>2008</strong>, la transacción fue aprobada sin restricciones por el CADE.El 22 de diciembre de <strong>2008</strong>, Braskem canceló acciones en tesorería,correspondientes a 6.251.744 acciones ordinarias registradas (ON), 10.389.665acciones preferidas registradas classe A (PNA) y 209.248 acciones preferidasregistradas classe B (PNB), pasando Petroquisa a controlar el 31,0 % del capitalvotante y el 23,8 % del capital social total de Braskem.F-45
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones(Continuación)(e) Adquisición de Suzano Petroquímica S.A.El 30 de noviembre de 2007, <strong>Petrobras</strong> adquirió el 76,57% del total del capital accionariode Suzano Petroquímica S.A. (“SZPQ”), por medio de la adquisición de PramoaParticipações S.A. (Pramoa) y su controlada, Dapean Participações S.A. (Dapean),incluyendo el 99,9% del total de acciones ordinarias, por un monto de US$1.186(US$7,49 por acción ordinaria y US$5,99 por acción preferida). El precio de compra seha asignado en US$72, neto de impuestos para bienes de uso y US$5, neto de impuestos,para bienes de cambio y el monto restante de US$602 para reputación mercantil.<strong>Petrobras</strong> incorporó Pramoa Participações S.A. el 24 de marzo de <strong>2008</strong>, después deobtenida la aprobación en la Asamblea General Extraordinaria celebrada en esa fecha.El 30 de abril de <strong>2008</strong>, la Comisión de Valores Mobiliarios de Brasil - CVM aprobó elregistro de la Oferta Pública (OPA) para adquisición de las acciones de SZPQ,condicionado a algunos ajustes, que fueron acatados por parte de <strong>Petrobras</strong>.El 20 de junio de <strong>2008</strong>, se realizó la subasta de la OPA de Suzano Petroquímica en lacual Quattor Participações S.A. adquirió (i) 102.906 acciones ordinarias (el 92,7% deadhesión) por el precio de US$8,78 por acción ordinaria; y (ii) 50.147.172 accionespreferidas (el 94,6% de adhesión) por el precio de US$7,02 por acción preferida.El 30 de junio de <strong>2008</strong>, Suzano Petroquímica S.A. alteró su denominación social paraQuattor Petroquímica S.A.e.1)Acuerdo de Inversión con UniparEl 30 de noviembre de 2007, se realizó un Acuerdo de Inversiones entre Unipar y<strong>Petrobras</strong>, donde se definieron, entre otras cosas, la creación de una compañíaintegrada con plán para integrar en ella sus activos dedicados a la producción deresinas termoplásticas, petroquímicos básicos y actividades relacionadas.Los activos petroquímicos con que contribuyeron las Compañías del Grupo<strong>Petrobras</strong> fueron: (i) el 99,9% del capital votante y el 76,57% del capital total deSuzano Petroquímica S.A. (SZPQ), adquirida el 30 de noviembre de 2007; y (ii) el17,48% del capital votante y el 17,44% del capital total de titularidad de Petroquisaen Petroquímica União S.A. (PQU).F-46
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)10 . Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones(Continuación)(e) Adquisición de Suzano Petroquímica S.A. (Continuación)e.1)Acuerdo de Inversión con Unipar (Continuación)Los activos con que Unipar contribuyó fueron: (i) el 33,3% del capital votante ytotal de Rio Polímeros S.A. (Riopol); (ii) el 54,96% del capital votante y el 51,35%del capital total de PQU; (iii) el 99,99% del capital votante y total de PolietilenosUnião S.A. (PU); (iv) todos los activos, derechos y obligaciones relacionados conla operación de Unipar Divisão Química (UDQ); y (v) el monto, en efectivo, deUS$ 217, correspondiente al valor del precio a pagar por: (a) el 16,67% del capitalaccionario total en poder de Petroquisa en Riopol; y el 15,98% de la participaciónde SZPQ en Riopol, por el precio cierto y ajustado de US$0,5232 por acción.El 11 de junio de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> y Unipar contribuyeron con su tenenciaaccionaria anteriormente referida a cambio de una participación en la recién creadacompañía “Quattor Participações S.A.”. Como resultado de la transacción con baseen el valor justo de la tenencia accionaria canjeada, Unipar pasó a ser accionistamayoritario con el 60% del capital votante y total de Quattor y <strong>Petrobras</strong> pasó a serel accionista minoritario con el 40% del capital votante y total de Quattor.La inversión en Quattor fue registrada de acuerdo con el SFAS 153 y el SFAS 140con base en el valor justo de la participación accionaria obtenida. Como resultadode la operación se reconoció una utilidad no operativa de US$3, neta de impuestos.La operación fue aprobada sin restricciones el día 09 de julio de <strong>2008</strong> por elCADE.El 1º de agosto de <strong>2008</strong>, Quattor concluyó la adquisición de (i) 1.670.279 accionesordinarias y 876.216 acciones preferidas de PQU de propiedad de la CompanhiaBrasileira de Estireno S.A., al precio de US$9,80 por acción, y (ii) 1.489.109acciones ordinarias y 1.314.256 acciones preferidas de PQU de propiedad deOxiteno S.A. - Indústria e Comércio, al precio de US$11,02 por acción ordinaria yUS$9,80 por acción preferida. Siendo así, Quattor pasó a controlar directa eindirectamente el 86,91% del capital votante y el 82,31% del capital total de PQU.En la misma fecha se rescindió el acuerdo de accionistas de PQU.F-47
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)10 . Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones(Continuación)(e)Adquisición de Suzano Petroquímica S.A. (Continuación)e.1) Acuerdo de Inversión con Unipar (Continuación)El 02 de diciembre de <strong>2008</strong>, Quattor Participações realizó la oferta pública (OPA)de PQU con el objetivo de cancelar el registro de compañía abierta de la empresaen que tiene participación En el proceso se adquirieron 6.536.039 accionesordinarias y 11.176.718 acciones preferidas por el valor total de US$116 y,considerando que fueron atendidas las condiciones previstas por la CVM, secanceló el registro de compañía abierta de la empresa el día 16 de diciembre de<strong>2008</strong>.El 16 de diciembre de <strong>2008</strong>, Quattor Participações realizó la OPA de QuattorPetroquímica con el objetivo de no seguir las prácticas de gobierno corporativonivel 2 de la Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa) en la empresa. En estasubasta se adquirieron 407 acciones ordinarias y 1.308.386 acciones preferidas porel valor total de US$5. Al día siguiente, Quattor Petroquímica dejó de seguir lasprácticas de gobierno corporativo nivel 2, aunque continúa con su registro decompañía abierta con acciones cotizadas en la Bolsa de Valores de São Paulo(Bovespa).El 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la composición accionaria de los activoscontrolados por Quattor Participações era de: el 75% del capital total deRioPol, el 99,3% del capital total de Quattor Petroquímica, el 99,2% delcapital total de PQU, el 100% del capital total de PU, y todos sus bienes,derechos y obligaciones que se relacionan con la operación de UDQ.F-48
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)11. Cuenta de Petróleo y Alcohol – Cuentas a Cobrar del Gobierno FederalCambios en la Cuenta de Petróleo y AlcoholA continuación se resumen las variaciones en la Cuenta de Petróleo y Alcohol para losejercicios concluidos al 31 de diciembre <strong>2008</strong> y 2007:F-49Ejercicio concluido al 31 dediciembre de<strong>2008</strong> 2007Saldo inicial 450 368Ingreso financiero (Nota 23) 7 6Ganancia de conversión (111) 76Saldo final 346 450La Cuenta Petróleo y Alcohol se originó en períodos anteriores al 31 de diciembre de 2002 araíz de la regulación del mercado de combustibles. El Gobierno Federal certificó el saldo yasignó una parte del importe (US$53) a una cuenta de uso restringido.Para concluir la liquidación de cuentas con el Gobierno Federal, de acuerdo con lodeterminado en la Medida Provisional nº. 2.181, del 24 de agosto de 2001, y después de haberproporcionado todas las informaciones exigidas por la Secretaría del Tesoro Nacional - STN,<strong>Petrobras</strong> busca liquidar todas las disputas aún existentes entre las partes.El saldo restante de la Cuenta de Petróleo y Alcohol puede pagarse de la siguiente manera: (1)Notas del Tesoro Nacional emitidas en el mismo monto del saldo final de la Cuenta Petróleo yAlcohol; (2) compensación del saldo de la Cuenta Petróleo y Alcohol con cualquier otro montoque <strong>Petrobras</strong> deba al Gobierno Federal, incluyendo impuestos; o (3) mediante la combinaciónde las opciones antes mencionadas.12. Financiaciones(a) Deuda a corto plazoLos préstamos a corto plazo de la Compañía se obtienen principalmente a partir debancos comerciales e incluyen la financiación de importación y exportación expresada endólares estadounidenses, de la siguiente manera:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Importación - petróleo y equipos 479 5Capital de trabajo 1.920 1.4532.399 1.458Las tasas de interés anuales promedias ponderadas sobre las financiaciones existentes acorto plazo alcanzaron 4,72% y 4,71% al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007,respectivamente.
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(b) Deuda a largo plazo· ComposiciónAl 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Moneda extranjera:Notas 5.716 4.140Instituciones financieras 5.938 4.256Ventas de futuras cuentas a cobrar 549 615Créditos de proveedores 80 1.325Activos referentes al programa de exportación acompensarse con ventas de futuras cuentas a cobrar (150) (150)12.133 10.186Moneda local:Banco Nacional de Desarrollo Económico ySocial - BNDES (compañía estatal, ver Nota 23) 831 607Debentures:BNDES (compañía estatal, ver Nota 23) 186 709Otros Bancos 1.182 1.419Notas de Crédito a la Exportación 1.655 282Certificado de Crédito Bancario 1.543 -Otras 32 2185.429 3.235Total 17.562 13.421Monto corriente de la deuda a largo plazo (1.531) (1.273)16.031 12.148· Composición de la deuda en moneda extranjera por tipo de monedaAl 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Monedas:Dólar estadounidense 11.388 9.439Yen japonés 630 598Euro 69 85Otras 46 6412.133 10.186F-50
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(b) Deuda a largo plazo (Continuación)· Vencimientos del principal de la deuda a largo plazo:El monto de las deudas a largo plazo al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> vencerán en lossiguientes períodos:2010 2.3882011 4.0042012 1.9192013 1.4442014 1.3262015 en adelante 4.95016.031· Composición de la deuda a largo plazo por el tipo de interés anualLos tipos de interés sobre las deudas a largo plazo fueron de la siguiente forma:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Moneda extranjerael 6% o menos 7.721 4.280Más del 6% al 8% 2.175 3.285Más del 8% al 10% 2.178 2.410Más del 10% al 12% 42 125Más del 12% al 15% 17 8612.133 10.186Moneda localel 6% o menos 786 469Más del 6% al 8% 563 -Más del 8% al 10% 201 995Más del 10% al 12% 3.848 1.722Más del 12% al 15% 31 495.429 3.23517.562 13.421F-51
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(b)Deuda a largo plazo (Continuación)· Financiación estructurada de exportaciones<strong>Petrobras</strong> y <strong>Petrobras</strong> Finance Ltd. - PFL llevan determinados contratos (ContratoMaestro de Exportación y Acuerdo de Pago en Adelantado) entre si y una entidad definalidad especial no vinculada con <strong>Petrobras</strong> - PF Export Receivables Master Trust(“PF Export”) - respecto al prepago de cuentas a cobrar por exportación a generarsepor PFL a través de ventas en el mercado internacional de óleo combustible y otrosproductos adquiridos a <strong>Petrobras</strong>.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, el saldo de prepagos de cuentas a cobrar de exportaciónascendía a US$348 en pasivos no corrientes (US$398 al 31 de diciembre de 2007) yUS$75 en pasivos corrientes (US$68 al 31 de diciembre de 2007).· Emisión de US$899 en Global Notes – <strong>Petrobras</strong> Internacional FinanceCompany – (“PifCo”)El 06 de octubre de 2006, a PifCo emitió Global Notes por un monto de US$500.Los títulos tienen una tasa efectiva del 6,185% al año y un plazo de vencimiento dediez años. Los Global Notes se ofrecieron al 99,557% del valor nominal con unatasa establecida del 6,125% al año. PifCo utilizó esos recursos de emisión,principalmente, para repagar deudas con proveedores.La subsidiaria <strong>Petrobras</strong> Internacional Finance Company - PifCo realizó oferta decanje de títulos, con liquidación de la operación el 7 de febrero de 2007. Comoresultado, PifCo recibió y aceptó ofertas por un monto de US$399 (valor nominal).Los títulos antiguos recibidos en el canje se cancelaron en la misma fecha y comoresultado PifCo emitió, en la fecha de liquidación de la operación, nuevos títulos convencimiento en 2016 y cupón del 6,125% a.a. por un valor de US$399. Eses títulosconstituyen una emisión única y fungible con los US$500 lanzados el 06 de octubrede 2006, totalizando US$899 en títulos de la emisión con vencimiento en 2016.PifCo también pagó a los inversores el monto equivalente a US$56 como resultadode la oferta para el canje de títulos. La transacción ha recibido tratamiento de canjepara fines los estados contables y, de acuerdo con ello, el monto de US$56 seamortizará a gastos de interés durante el plazo de vida de las notas de acuerdo con elmétodo de interés efectivo. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007 la Compañía tenía unsaldo al descubierto de primas netas sobre re-emisión que ascendía a US$13 yUS$22, respectivamente.F-52
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(b)Deuda a largo plazo (Continuación)· Emisión de US$1.750 en Global Notes – PifCoEl 1º. de noviembre de 2007, <strong>Petrobras</strong> por medio de su subsidiaria integral<strong>Petrobras</strong> Internacional Finance Company (PifCo), concluyó la emisión de bonosde US$1.000 en deuda senior, Global Notes sin garantía, en el mercadointernacional de capitales, con vencimiento en el 1º. de marzo de 2018, con lascaracterísticas siguientes: (i) cupón del 5,875% a.a.; y (ii) precio de emisión del98,612%. El interés se pagará los días 1 o de marzo y 1 o de septiembre de cada año,siendo el vencimiento del primer pago el 1 o de marzo de <strong>2008</strong>.El 11 de enero de <strong>2008</strong>, PifCo emitió Senior Global Notes por un valor de US$750que constituyen una única emisión fungible con la emisión de US$1.000 el 1º denoviembre de 2007, ascendiendo a US$1.750 en títulos emitidos con vencimientoel 1º de marzo de 2018. Los títulos devengan interés a una tasa del 5,875% al año,pagadero semestralmente, comenzando a partir del 1º de marzo de <strong>2008</strong>. Elpropósito de esta emisión fue tener acceso a los mercados de capital de deuda delargo plazo, refinanciar prepagos de débitos que están venciendo y reducir el costode capital.(c)Préstamos a <strong>Petrobras</strong> Netherlands BV (“PNBV”)· El 12 de septiembre de 2007, la subsidiaria <strong>Petrobras</strong> Netherlands BV (PNBV)firmó um contrato de préstamo con el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria (BBVA)por un valor de US$200, con interés del 5,94% a.a. y un plazo de cuatro años.Además, PNBV contrató una línea de crédito con el Banco Santander OverseasBank, Inc. - Santander de hasta US$300. El plazo es de un año y se puede ampliarhasta dos años por el valor total y parcialmente, por el plazo total de seis años. Latasa de interés cobrada es 5,30% a.a..· El 02 de enero de <strong>2008</strong>, PNBV firmó un acuerdo de préstamos offshore con SociétéGénérale por el monto de US$85, con intereses del 5,10% a.a. y un plazo de cincoaños.· Además, el 24 de enero de <strong>2008</strong>, PNBV firmó un préstamo relacionado aproveedores offshore con el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A. por un montode US$100, con intereses del 3,96% a.a. y un plazo de cuatro años.· PNBV contrató una línea de crédito de hasta US$200 con el Santander OverseasBank. Inc - SANTANDER. El 25 de junio de <strong>2008</strong>, la subsidiaria utilizó los fondosdisponibles. El plazo inicial de la línea de crédito es de un año, renovable por elmonto total por un plazo de hasta tres años, con intereses del 4,12% a.a.F-53
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(c) Préstamos a <strong>Petrobras</strong> Netherlands BV (“PNBV”) (Continuación)· PNBV contrató financiación con el Banco BNP Paribas por un valor de US$204,incluyéndose el seguro de riesgo político y comercial de SACE S.P.A. por un montode US$4. Se pagaron gastos contractuales por un valor de US$1. El plazo devencimiento será de 12 años y la tasa de interés contratada fue del 2,60% a.a.Contrató también financiación con Export Development Canadá (EDC) y SumitomoMitsui Banking Corporation (SMBC), Mizuho Corporate Bank Ltd. (MHCB) y TheBank of Tokyo-Mitsubishi Ufj Ltd. (BMTU), por un valor de US$500 (descontadosgastos de préstamo de US$ 2) y ¥75.142 millones, equivalentes a US$837 (los gastosde préstamo y seguro ascienden a ¥3.730 millones, equivalentes a US$41), con unplazo de vencimiento de 12 y 10 años. Las tasas de interés contratadas fueron del4,74% a.a y del 1,59% a.a, respectivamente.La financiación con el BNP se destina a la financiación de gastos corporativos dePNBV. Las demás financiaciones se destinan a la liquidación de contratos de mutuocon Braspetro Oil Services Company (Brasoil).Adicionalmente, PNBV renovó, el 03 de octubre y el 1º de diciembre de <strong>2008</strong>, líneasde crédito contratadas con el Santander Overseas Bank, Inc - SANTANDER, porvalores de US$75 y US$200, cuyo plazo de vencimiento será de un año, pudiendorenovarse totalmente por otro año más y parcialmente por el plazo final de seis años.Las tasas de interés contratadas fueron del 3,62% a.a. y del 3,11% a.a.,respectivamente.(d) Títulos - PESAEl 07 de mayo de 2007, <strong>Petrobras</strong> Energía S.A. (PESA), uma compañía indirectamentecontrolada por <strong>Petrobras</strong>, emitió títulos por un valor de US$300 con vencimiento a 10años y un interés del 5,875% a.a. El interés se pagará semestralmente y el principal sepagará en una única cuota en el vencimiento. La emisión se realizó en el mercadoargentino y en el mercado internacional.(e) Proyecto de construcción de la Plataforma P-56El 30 de octubre de 2007, <strong>Petrobras</strong> firmó un acuerdo con el FSTP Consortium (KeppelFels y Technip) para la construcción de la plataforma semi-submergible P-56 parapermitir la anticipación de la producción en el Módulo 3 del campo de Marlim Sul, porun valor aproximado de US$677 (R$1.200 millones), incluyendo los servicios deingeniería, abastecimiento, construcción y montaje (casco y planta de procesamiento)de la plataforma.F-54
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(f) Contrato de línea de crédito para financiación de exportacionesEl 03 de octubre de 2007, <strong>Petrobras</strong> contrató una financiación de US$282 con el Bancodo Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de una Nota de Crédito a laExportación - NCE, que tiene como finalidad exclusiva aumentar las exportaciones deethanol de <strong>Petrobras</strong>, llevando en consideración las perspectivas futuras de crecimientode los negocios con biocombustibles, según se destaca en la planificación estratégica dela Compañía.Esta operación señala el retorno de <strong>Petrobras</strong> como tomadora de recursos en el mercadonacional y se negoció con las condiciones siguientes:· Plazo: 2 años con liquidación de principal e intereses al final;· Tasa de interés: el 96,2% del CDI;· Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades;· Exención de IOF; y· Dispensa de garantías.El 17 y el 26 de marzo de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> contrató una financiación de US$435 yUS$289, respectivamente, con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por mediode la emisión de Nota de Crédito a la Exportación - NCE, cuya finalidad exclusiva esaumentar las exportaciones de ethanol de <strong>Petrobras</strong>, llevando en consideración lasperspectivas futuras de crecimiento de los negocios de biocombustibles, según se destacaen la planificación estratégica de la Compañía. Esta operación se negoció con lascondiciones siguientes:· Plazo: 2 años y 3 años con liquidación de principal e interés al final;· Tasa de interés: el 95% del CDI;· Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades;· Exención de IOF mediante comprobación de las operaciones de exportación; y· Dispensa de garantías.F-55
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(f) Contrato de línea de crédito para financiación de exportaciones (Continuación)El 04 y el 11 de abril de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> contrató financiación de US$234 y US$948,respectivamente con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de laemisión de Notas de Crédito a la Exportación - NCE, cuya finalidad es aumentar lasexportaciones de petróleo y derivados de la Compañía. Esta transacción se liquidóanticipadamente el 23 de diciembre de <strong>2008</strong> y fue recontratada por el mismo montoinicialmente negociado en Reales (US$171 y US$685, respectivamente), y que senegoció con las condiciones siguientes:· Plazo: 12 de enero de 2011, con interés pagadero semestralmente y liquidación delprincipal al final del plazo;· Tasa de interés: el 108,20% del CDI + Flat Fee de 2% (pagamento el 9 de enero de2009);· Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades;· Exención de IOF mediante comprobación de las operaciones de exportación; y· Dispensa de garantías.(g) Contratos de Adelanto de Contrato de Cambio - ACCEl 23 de octubre de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> negoció un Adelanto de Contrato de Cambio-ACCcon el Banco do Brasil por un monto de US$300. Este adelanto se negoció con lascondiciones siguientes:· Plazo: 179 días, con vencimiento el 20 de abril de 2009;· Tasa de interés: el 6,30% a.a. con pago el 20 de abril de 2009; y· Exención de IOF (Tasa sobre Operaciones Financieras) e Impuesto a la Renta (IR)siempre y cuando se realice la exportación.El 03 de diciembre de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> negoció un Adelanto de Contrato de Cambio-ACCcon Bradesco por un monto de US$200. Este adelanto se negoció con las condicionessiguientes:· Plazo: 360 días, con vencimiento el 28 de noviembre de 2009;F-56
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(g) Contratos de Adelanto de Contrato de Cambio – ACC (Continuación)· Tasa de interés: el 6% a.a. con pago el 28 de noviembre de 2009;· Exención de IOF (Tasa sobre Operaciones Financieras) e Impuesto a la Renta(IR)siempre y cuando se realice la exportación; y· Cláusula de anticipación, observando la legislación cambiaria y pago de los costosinherentes a la anticipación.(h) Contratación de Cédula de Crédito BancarioEl 31 de octubre de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> negoció un préstamo (Cédula de Crédito Bancario)con la Caixa Econômica Federal - CEF, por el monto de US$1.057. El objetivo delpréstamo es reforzar el capital de trabajo de la Compañía. Esa operación se negoció con lascondiciones siguientes:· Plazo: 180 días, principal y cargas con amortización única al final del plazo;· Tasa de interés: el 104% del CDI Over;· Incidencia de IOF; y· Cláusula de amortización extraordinaria y liquidación anticipada. En cualquiermomento, la Compañía podrá hacer pagos extraordinarios para amortizar la deuda,así como efectuar la liquidación anticipada.El 22 de diciembre de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> negoció con la Caixa Econômica Federal - CEFun término de aditamento y novación de la Cédula de Crédito Bancario por el monto deUS$677. Esa operación se negoció con las condiciones siguientes:· Plazo: 760 días, con pago de las cargas trimestralmente y del principal al final del plazo;· Tasa de interés: el 110% del CDI Over;· Incidencia del IOF; y· En razón del préstamo adicional y del pago de las cargas financieras del préstamoconcedido anteriormente, las partes consolidaron el valor total de US$1.543.F-57
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(i)Programa de Modernización y Expansión de la Flota (PROMEF)En 2007, Transpetro firmó contratos de compra y venta condicionadas con tres astillerosnacionales para la construcción de 23 navíos petroleros, por un valor de US$2.232. Lacaptación de esos fondos se realizó con el BNDES con las siguientes condiciones:NavíosCant. Tipo Astillero Valor Tasa de interés PlazoUS$10 Suezmax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 1.0545 Aframax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 5424 Tank /Product Estaleiro Mauá - Petro UM S.A. 2704 Panamax EISA - Estaleiro Ilha S.A. 366TJLP + 2,5%a.a.20 años y períodode gracia de 48meses contados apartir del 1 er saqueEn el período de julio a diciembre de <strong>2008</strong>, Transpetro efectuó los pagos referentes a losadelantos por un total de US$7, siendo:· US$6 Fondos financiados BNDES/Transpetro (el 36% del precio del navío);· US$1 Fondos propios de Transpetro (el 5% del precio del navío).El Astillero Atlântico Sul registró, durante el ejercicio de <strong>2008</strong>, operaciones financieras porun valor total de US$72, cuya financiación con el BNDES se traspasará a Transpetro,después de la firma del “TÉRMINO DE ENTREGA Y ACEPTACIÓN” del navío,distribuida conforme se muestra a continuación:· US$8 Fondos propios de astillero (el 8% del precio del navío);· US$64 Recursos financiados por BNDES/Astillero (el 46% del precio del navío).(j)Emisión de debenturesEl 2 agosto de 2006, la Asamblea General Extraordinaria de Alberto Pasqualini -REFAP S.A., una subsidiaria de la Compañía aprobó el valor de la emisión privada dedebentures simples, nominales y escriturales por un monto de US$391. Las debenturesfueron emitidas con el objetivo de la ampliación y modernización del parque industrialde REFAP y para aumentar su capacidad de procesamiento de petróleo de 20.000 m³/diapara 30.000 m³/dia, además de aumentar la parte de petróleos nacionales procesada.La emisión presentó las siguientes características: plazo de emisión hasta el 30 dediciembre de 2006, y amortización de 96 meses más seis meses de período de gracia; el90% de las debentures serán suscriptas por el BNDES con intereses de Tasa de Interés aLargo Plazo +3,8% a.a.; y el 10% de las debentures serán suscriptas por el BNDESParticipações S.A. (BNDESPAR) con intereses de la cesta de monedas del BNDES +2,3% a.a..F-58
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(j) Emisión de debentures (Continuación)El 08 de septiembre de 2006, se firmó el contrato de Financiación, con la liberación de laprimera cuota de los recursos por un monto de US$278. El 19 de diciembre de 2006, sepuso a disposición el monto restante de US$113. En mayo de <strong>2008</strong>, REFAP efectuó unasegunda emisión con características similares y con el valor total de US$217, habiendocaptado US$23 en <strong>2008</strong>. El saldo al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> totalizaba US$314, siendoUS$52 en el pasivo corriente.(k) Captaciones de fondos para el segmento internacionalEn el ejercicio de <strong>2008</strong>, las subsidiarias de <strong>Petrobras</strong> en el exterior captaron recursos porun monto equivalente a US$1.181, básicamente para financiar el capital de trabajo yproyectos asociados a las actividades de explotación y producción de petróleo y gas.Las captaciones más significativas fueron realizadas por las siguientes empresas,subsidiarias indirectas de <strong>Petrobras</strong>:Refinaria Nansei Sekiyu K.K. – Realizó captaciones de corto plazo por un monto totalde US$472, por medio de Sumitomo Mitsui Bank, Mizuho Bank, Bank Tókio ofMitsubishi y Development Bank Japan, con vencimiento promedio de 320 días y tasapromedio del 1,09% a.a. + spread del 0,5% a.a. al 1,0% a.a. y captaciones de largo plazopor el monto de US$7, básicamente para financiar el capital de trabajo de la empresa;<strong>Petrobras</strong> Energia S.A. – Realizó captaciones de largo plazo por un monto de US$ 44 yde corto plazo por el monto de US$ 353 por medio del Banco HSBC, Banco Rio, Itaú,BBVA, Banco Ciudad, ABN Amro Bank, Banco do Brasil y Banco Santander, teniendocomo principal modalidad operaciones de adelantos en contractos de exportación (ACC)y contratos de cambio (ACE), con el objetivo del mantenimiento del capital de trabajo dela compañía y reposición de bienes de cambio. Las operaciones de largo plazo tienencomo vencimiento final el año 2015, y su tasa promedio de interés es del 6% a.a. al 10%a.a.P&M Drilling captó recursos de largo plazo por medio de Sumitomo Mitsui Banking, porun monto de US$ 98 con vencimiento en 2010. Las tasas de interés contratadas varían del3,625% a.a. al 3,9375% a.a. y su finalidad es financiar la construcción del navío sondaPETROBRAS 10000.F-59
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(l) Garantías y compromisosLas instituciones financieras en el exterior no requieren garantías de <strong>Petrobras</strong>. Lasfinanciaciones concedidas por el BNDES - Banco Nacional de Desarrollo Económico ySocial están garantizadas por los bienes financiados.En el marco del contrato de garantía emitido por el Gobierno Federal en favor deAgencias Multilaterales de Crédito, motivado por las financiaciones captadas por TBG,se firmaron contratos de contragarantías, teniendo como firmantes el Gobierno Federal,TBG, <strong>Petrobras</strong>, Petroquisa y el Banco do Brasil S.A., en los cuales TBG se comprometea vincular sus ingresos a favor del Tesoro Nacional hasta la liquidación de lasobligaciones garantizadas por el Gobierno Federal. Esta deuda tenía un saldo pendientede US$292 y US$330 al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007, respectivamente.En garantía de los debentures emitidos, Refap tiene una cuenta de inversiones de cortoplazo (depósitos bancarios vinculados a operaciones de crédito), vinculada a la variacióndel Certificado de Depósito Interbancario - CDI. REFAP debe mantener tres veces elvalor de la suma de la última cuota vencida de amortización del principal y cargasrelacionadas.Los acuerdos de deuda de la Compañía contienen compromisos referentes, entre otrosaspectos, a la provisión de información; informes contables; conducta de negocio;mantenimiento de la existencia corporativa; mantenimiento de las aprobacionesgubernamentales; cumplimiento de las leyes aplicables; mantenimiento de los libros yregistros; mantenimiento del seguro; pago de impuestos y reclamaciones; y notificaciónde ciertos eventos. Los acuerdos de deuda de la Compañía también contienen acuerdosnegativos, incluyéndose, pero sin limitarse a ellos, limitaciones sobre el endeudamiento;limitaciones sobre los gravámenes; limitaciones sobre transacciones con afiliadas;limitaciones sobre la disposición de los activos; limitación sobre las consolidaciones,fusiones, ventas y/o cesiones; restricciones de pignoración negativa; cambio enlimitaciones de propiedad; ranking; uso de las limitaciones de utilidad; y coberturas acréditos requeridos. La administración de <strong>Petrobras</strong> afirma que la Compañía cumple conlas cláusulas estipuladas en los acuerdos de deuda.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007, Gaspetro había asegurado ciertas debenturesemitidas para financiar la compra de los derechos de transporte en el oleoductoBolivia/Brasil con 3.000 acciones de su participación en TBG, una subsidiaria deGaspetro a cargo de la operación del oleoducto.F-60
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)12. Financiaciones (Continuación)(m) Líneas de créditoAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007, la Compañía había utilizado por completo todas laslíneas de crédito disponibles para la compra de importaciones. Las líneas de créditopendientes al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007 eran de US$1.132 y US$1.351,respectivamente. Las líneas de crédito están incluidas en la deuda a corto plazo y largoplazo.13. Ingresos (Gastos) Financieros, NetosLos gastos y ingresos financieros y las variaciones monetarias y cambiarias sobre activos ypasivos monetarios netos, apropiados al resultado de los ejercicios finalizados al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006 se muestran a continuación:Ejercicio finalizado al 31 dediciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Gastos financierosPréstamos y financiaciones (1.320) (1.258) (1.076)Financiación de proyectos (314) (608) (370)Intereses capitalizados 1.450 1.703 1.001Arrendamiento mercantil (41) (79) (105)Pérdidas sobre instrumentos derivados (Nota 20) (425) (267) (481)Pérdidas en títulos recomprados (35) (38) (160)Otros (163) (130) (149)(848) (677) (1.340)Ingresos financierosInversiones 639 824 566Clientes 129 231 231Títulos gubernamentales 78 70 79Adelantos a proveedores 22 26 27Ganancias sobre instrumentos derivados (Nota 20) 636 119 38Otros 137 280 2241.641 1.550 1.165Variación monetaria y cambiaria 1.584 (1.455) 752.377 (582) (100)F-61
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE`s”)La Compañía ha utilizado financiaciones de proyectos para proveer capital para el desarrollocontinuo de sus operaciones la exploración y producción y de proyectos similares.Las SPEs46(R).relacionadas con las financiaciones de proyectos se consolidan según el FINLa Compañía es la principal beneficiaria de las SPEs debido a las disposiciones dearrendamiento financiero. Las SPEs son las arrendadoras y la Compañía es el arrendatario. Ala conclusión del plazo de arrendamiento, la Compañía tendrá la opción de comprar losactivos arrendados o todas las acciones ordinarias de las SPEs. Todos los riesgos asociadoscon el uso y el desarrollo de los activos arrendados son responsabilidad de la Compañía. Lospagos de la Compañía financian la deuda de las VIES con terceros y los retornos sobre elpatrimonio. La participación variable de la compañía en estas SPEs, el acuerdo de arriendofinanciero, absorberá la mayor parte de las pérdidas esperadas y recibirá la mayor parte de losretornos residuales esperados.La responsabilidad de la Compañía con relación a estos contratos es completar el desarrollode los yacimientos de petróleo y gas, operar los campos, pagar por todos los gastosoperativos relativos a los proyectos y remitir una porción de las utilidades netas generadas apartir de los yacimientos para apoyar financieramente las compañías de propósito específicoen los pagos referentes a deudas y el retorno sobre el patrimonio. Al concluir el plazo de cadaproyecto de financiación, la Compañía tendrá la opción de comprar los activos arrendados otransferidos de la entidad de propósito específico consolidada.A continuación se resumen los pasivos referentes a proyectos que estaban en curso al 31 dediciembre de <strong>2008</strong> y 2007:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Transportadora GaseneTransportadora Urucu Manaus (1)1.6401.0731.2121.008CDMPI – PDET On Shore 904 510PDET Off Shore 887 889Charter Development - CDC (3) 765 760Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos – CLEP (2) 751 859Barracuda/Caratinga 602 1.004Cabiúnas 524 666Otros 398 226Títulos recomprados (2) (749) (856)6.795 6.278Porción corriente de las financiaciones de proyectos (1.780) (1.692)5.015 4.586F-62
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico –“SPE`s”) (Continuación)(1) Codajás consolida Transportadora Urucu - Manaus S.A. que es responsable por el ProyectoAmazonia.(2) Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 31 de diciembre de 2007, la Compañía tenía montos invertidos en elexterior en un fondo de inversiones exclusivos que mantienen títulos de la deuda de algunas de lasSPEs que la Compañía consolida según el FIN 46(R), por un monto total de US$749 y US$856,respectivamente. Se considera que eses títulos ya no existen y que, por lo tanto, los montos y elinterés correspondiente no fueron presentados bajo el rubro financiación de proyectos.(3) Charter Development - CDC es responsable por Marlim Leste (proyecto P-53).La compañía ha recibido ciertos anticipos por US$316 los cuales se encuentran registradoscomo pasivos de financiaciones de proyectos y están relacionados con activos bajo acuerdoscon inversores, los cuales se encuentran incluidos en el saldo de bienes de uso. Esos montosde activo y pasivo se presentan por el valor bruto dado que el pasivo sólo puede ser liquidadoa través de la entrega del activo totalmente construido.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la porción a largo plazo de las financiaciones de proyectosvence en los siguientes años:2010 5292011 8782012 3352013 3352014 3842015 y en adelante 2.5545.015Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, los montos relativos a salidas de efectivo por compromisosasumidos relacionados con financiaciones de proyectos estructurados consolidados sepresentan a continuación:Transportadora Gasene 569REVAP 200Codajás 123Charter Development – CDC 76968F-63
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico –“SPE's”) (Continuación)La tabla siguiente resume los proyectos, sus objetivos, las garantías y las inversionesestimadas para cada proyecto:SPE / InversiónestimadaObjetivoPrincipalesgarantíasFase actualPP&EBarracuda yCaratingaUS$3.100A efectos de posibilitar el desarrollode la producción de los campos deBarracuda y Caratinga de la Cuencade Campos. La SPE Barracuda yCaratinga Leasing Company B.V.(BCLC) es responsable por laconstitución de todos los activos(pozos, equipos submarinos yGarantíaproporcionada porBrasoil para cubrirlas exigenciasfinancieras deBCLC.En operaciónUS$1.386unidades de producción) que requiereel proyecto, siendo tambiénpropietarias de los mismos.MarlimConsorcio con Companhia PetrolíferaEl 70% de laEn operación.ElUS$313US$1.500Marlim (CPM), que le pone adisposición de <strong>Petrobras</strong> equipossubmarinos de producción depetróleo en el campo de Marlim.producción delcampo limitado a720 días.ejercicio de laopción de comprade MarlimPar por<strong>Petrobras</strong> se esperapara el primertrimestre de 2009.Nova MarlimUS$834Consorcio con NovaMarlim PetróleoS.A. (NovaMarlim) que le pone adisposición de <strong>Petrobras</strong> equipossubmarinos de producción depetróleo y le reembolsa costosoperativos surgidos de la operación ymanutención de los activos delcampo, por medio de un adelanto yahecho a <strong>Petrobras</strong>.El 30% de laproducción delcampo limitado a720 días.En operación.F-64
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”)(Continuación)SPE / InversiónestimadaObjetivoPrincipalesgarantíasFase actualPP&ECLEPCompanhia Locadora deEquipamentos Petrolíferos - CLEPpone a disposición activosvinculados con la producción depetroleo ubicados en la Cuenca dePrepago dearrendamiento silos ingresos nollegan a cubrir lospasivos pagaderosEn operación.US$860US$1.250Campos, a través de contrato dearrendamiento con plazo de 10 añosy al término del cual <strong>Petrobras</strong>tendrá derecho de adquirir lasacciones de SPE o los activos delproyecto.a losfinanciadores.PDETPDET Offshore S.A. es la futurapropietaria de los activos delproyecto, tendiente a mejorar laSe darán engarantía todos losactivos delEn operación.US$873US$1.180infraestructura de transferencia delpetróleo producido en la Cuenca deCampos a las refinerías de petroleode la Región Sudeste de Brasil y aexportación. Los activos searrendarán posteriormente a<strong>Petrobras</strong> hasta 2019.proyecto.Malhas -(NTN/NTS)Consorcio formado por Transpetro,Transportadora Associada de GásPagos previos porcapacidad deHa estadooperando desde elNTN:US$722US$1.110(TAG), antigua TransportadoraNordeste Sudeste (TNS), NovaTransportadora do Sudeste (NTS) yNova Transportadora do Nordeste(NTN). NTS y NTN suministranactivos relacionados con eltransporte paracubrir eventualesfaltas de efectivo delconsorcio.1º. de enero de2006. El tramo delgasoductoCampinas-Rio fueconcluido el 18 demayo de <strong>2008</strong>,NTS:US$931transporte del gas natural. TAG(subsidiaria totalmente controladapor Gaspetro) suministra activosque ya han sido constituidosanteriormente. Transpetro es laoperadora del gasoducto.F-65mientras que eltramo Catu-Carmópolis está ensu etapa final.
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”)(Continuación)SPE / InversiónestimadaObjetivoPrincipalesgarantíasFase actualPP&ECDMPI(Modernizaciónde Revap)El objetivo del proyecto esaumentar la capacidad de larefinería Henrique Lage (Revap)de procesar petróleo pesadonacional, ajustar el diesel porella producido a las nuevasespecificaciones nacionales yPagos anticipados dearrendamiento paracubrir eventualesdeficiencias deefectivo de CDMPI.Faseconstruccióndereducir la cantidad de emisión deUS$1.200contaminantes. Para tal objetivo,se creó la SPE Cia. DeDesenvolvimentoeModernização de PlantasIndustriais – CDMPI, queconstruirá y arrendará para<strong>Petrobras</strong> una unidad deCoquización Retardada, unaunidad de Hidrotratamiento deNafta de Coque y unidadesrelacionadas para sereninstaladas en esta Refinería. ElDirectorio ha autorizado unaumento de las inversiones porun valor de US$300.CabiúnasUS$850Proyecto tendiente a aumentar eltransporte de la producción de gasde la Cuenca de Campos. CaymanCabiunas Investment Co. Ltd.(CCIC) suministra activos a<strong>Petrobras</strong> bajo un acuerdo dePignoración de 10,4mil millones m 3 degas.En operación.US$328leasing internacional.F-66
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico –“SPE's”) (Continuación)SPE / InversiónestimadaObjetivoPrincipalesgarantías Fase actual PP&EGaseneUS$3.000Transportadora Gasene S.A. es laresponsable por la construcción yfutura propietaria de gasoductos detransporte de gas natural conextensión total de 1,4 mil km ycapacidad de transporte de 20millones de metros cúbicos por día,conectando el Terminal dePignoración dederechos crediticios.Pignoración de lasacciones de SPE.Financiación a largoplazo firmada con elBNDES en diciembrede 2007, por unmonto equivalente aUS$ 2.500,incluyendo fondostransferidos del ChinaUS$595Cabiúnas en Rio de Janeiro hasta laciudad de Catu, en Bahia.Development Bank(CDB) por un montode US$ 750. Unpréstamo obtenido delFondo SPC del BB dehasta US$452 para laconstrucción delgasoducto con laemisión de US$210en notas promissoriasen octubre de 2006 yde US$100 endiciembre de <strong>2008</strong>.El primer tramo delproyecto Gasene – elgasoducto CabiúnasVitoria está enoperación desdenoviembre de <strong>2008</strong>,mientras que elsegundo tramo, elgasoducto Cacimbas-Catu está en fase deconstrucción.F-67
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”)(Continuación)SPE / InversiónestimadaMarlim Leste(Proyecto P-53 -CDC)US$1.800ObjetivoPara desarrollar la produccióndel campo de Marlim Leste,<strong>Petrobras</strong> utilizará una Unidadde Producción Estacionaria(UEP) P-53, que se fletará deCharter Development LLC,compañía constituida en elestado de Delaware, en EEUU.El contrato de fletamento, bajola modalidad casco desnudo(Bare Boat Charter), se firmarápor un período de 15 años,contados a partir de la fecha desu celebración.Principalesgarantías Fase actual PP&ETodos los activos delproyectoseránconcedidos en garantíaLa construcción de laplataformaconcluidafueenseptiembre de <strong>2008</strong>.El proyecto está enoperacióndesdenoviembre de <strong>2008</strong>.US$1.290Amazônia(Codajás)Desarrollo de un proyecto en elárea de Gas y Energía queincluye la construcción de ungasoducto de 385 km dePignoración dederechos crediticios.Pignoración de lasSe firmó unafinanciación a largoplazo por un monto deUS$1.406 con elUS$1.362US$1.400extensión entre Coari y Manausy la construcción de unGLPducto de 285 km deextensión entre Urucu y Coari,ambos bajo la responsabilidadde Transportadora Urucu-Manaus S.A.; y construcción deuna termoeléctrica, en Manaus,con capacidad de 488 MW, através de Companhia deGeração Termelétrica ManauaraS.A.acciones de SPE.BNDES en diciembrede 2007. Un préstamoobtenido del FondoSPC del BB de hastaUS$565 para el cualse ya han emitidoUS$415 en notaspromissorias. Elgasoducto de LPGestá en fase deconstrucción,mientras que laslíneas de ramales deAparecida y Mauáestán en la fase decontratación.F-68
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”)(Continuación)SPE / InversiónestimadaMexilhãoUS$756ObjetivoConstrucción de unaplataforma (PMXL-1) deproducción de gas natural enlos Campos de Mexilhão yCedro, en la cuenca deSantos, Estado de São Paulo, através de la CompanhiaMexilhão do Brasil (CMB),responsable por la captaciónde los recursos necesariospara construcción de lareferida plataforma. Despuésde construída, la PMXL-1 seráarrendada a <strong>Petrobras</strong>,poseedora de la concesiónpara exploración y producciónde los referidos campos.A definir.PrincipalesgarantíasFase actualObtención de fondosa corto plazo, por unvalor de hastaUS$516 por medio dela emisión de notaspromisoriasadquiridas por elFondo BB. Obtenciónde financiación acorto plazo por elmonto de US$226 endiciembre de <strong>2008</strong>,adquirida delBNDES. Laconstrucción de losactivos está en curso.PP&EUS$503AlbacoraUS$170Consorcio entre <strong>Petrobras</strong> yAlbacora Japão Petróleo Ltda.(AJPL), que le pone adisposición de <strong>Petrobras</strong>activos de producción depetróleo del campo deAlbacora en la Cuenca deCampos.Pignoración de losactivosEn operación.US$45Albacora/PetrosUS$240Consorcio entre <strong>Petrobras</strong> yFundación PETROS deSeguridad Social, que le ponea disposición de <strong>Petrobras</strong>fondos para financiar activosde producción de petróleo delcampo de Albacora en laCuenca de Campos.Pignoración de activos.En operación.PCGCUS$134Companhia de RecuperaçãoSecundária (CRSec) le pone adisposición de <strong>Petrobras</strong> activosa seren utilizados en los camposde Pargo, Carapeba, Garoupa,Cherne y otros a través decontrato de arrendamiento queprevé pagos mensuales.Pago adicional dearrendamíento si losingresos no sonsuficientes para cubrirlos pagos a losprestadores.En operación.US$41F-69
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)15. Obligaciones de Arrendamientos de CapitalLa Compañía arrienda ciertas plataformas marítimas y buques, que se contabilizan comoarrendamiento de capital. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, los activos bajo arrendamiento decapital tenían un valor contable neto de US$679 (US$875 al 31 de diciembre de 2007).A continuación se detalla un cronograma por año de los pagos mínimos futuros porarrendamiento al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>:2009 2712010 2302011 992012 312013 62014 62015 en adelante 18Pagos futuros de arrendamiento estimados 661Menos el monto que representa interés del 6,2% al 12,0% anual (66)Valor presente de los pagos mínimos por arrendamiento 595Menos la porción corriente de obligaciones de arrendamiento de capital (251)Porción de largo plazo de obligaciones de arrendamiento de capital 344F-70
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios(a) Saldos de los beneficios de empleados posteriores a la jubilaciónLos saldos relativos a Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación se representande la siguiente forma:Al31 de diciembre de <strong>2008</strong> 31 de diciembre de 2007BeneficiosBeneficiosBeneficios de asistencia Beneficios de asistenciade pensión médica Total de pensión médica TotalPasivo corriente:Plan de beneficio definido 176 224 400 230 259 489Plan de contribución variable 92 - 92 134 - 134Obligaciones por beneficios proyectados deempleados posteriores a la jubilación 268 224 492 364 259 623Pasivo no corriente:Plan de beneficio definido 1.786 4.001 5.787 4.678 6.639 11.317Obligaciones por beneficios proyectados deempleados posteriores a la jubilación 2.054 4.225 6.279 5.042 6.898 11.940Patrimonio neto – Otras utilidadesintegrales acumuladas:Plan de beneficio definido 253 (404) (151) 2.177 1.406 3.583Plan de contribución variable 95 - 95 162 - 162Efecto impositivo (118) 137 19 (795) (478) (1.273)Saldo neto contabilizado en elpatrimonio neto 230 (267) (37) 1.544 928 2.472(b) Plan de pensión - Fundação <strong>Petrobras</strong> de Seguridade Social - PetrosLa Fundação <strong>Petrobras</strong> de Seguridade Social (Petros) fue establecida por <strong>Petrobras</strong> comouna entidad privada de pensión legalmente independiente sin fines de lucro conautonomía administrativa y financiera.El plan Petros es un plan de pensión de contribución de beneficio definido creado por<strong>Petrobras</strong> en julio de 1970, para complementar los beneficios de pensión referentes a laseguridad social de los empleados de <strong>Petrobras</strong> y sus subsidiarias Brasileñas y compañíasfiliales. El Plan Petros está cerrado para los nuevos empleados del sistema <strong>Petrobras</strong>admitidos a partir de septiembre de 2002 y, a partir del 1º de julio de 2007, la Compañíalanzó un nuevo plan privado de pensión, el Plan Petros 2.F-71
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)(b) Plan de pensión - Fundação <strong>Petrobras</strong> de Seguridade Social – Petros (Continuación)Para tener fondos para alcanzar sus objetivos, Petros recibe contribuciones mensuales delas compañías patrocinadoras y de los participantes jubilados. Con los recientes ajustesregulatorios del Plan Petros, éste recibe ahora de las empresas patrocinadoras, en lugardel 12,93% que hasta ahora se descontaba de la nómina de pagos de los empleados queson miembros del plan, contribuciones regulares en montos iguales a las contribucionesde los empleados y de los empleados jubilados, de igual forma, siendo que tales montosrepresentan, en promedio, el 12% de la nómina de pagos participante.Además Petros recibe fondos referentes a los ingresos generados por las inversiones deestas contribuciones. La política de fondos de la Compañía tiene el objetivo de hacercontribuciones al plan anualmente de la cuantía determinada por cálculos actuariales. Enel año calendario de <strong>2008</strong>, los beneficios pagados ascendieron a US$932 (US$835 en2007).El pasivo de la Compañía relativo a los beneficios futuros para los participantes del planse calcula sobre bases anuales por un actuario independiente, basado en el método deCrédito de Unidad Proyectada. Los activos que garantizan el plan de pensión sepresentan como una reducción a los pasivos actuariales netos.Las pérdidas y ganancias actuariales generadas por las diferencias entre los valores de lasobligaciones y activos calculados con base en proyecciones y premisas actuariales son,respectivamente, incluidas o excluidas del cálculo del compromiso actuarial neto yregistrado como “Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos -costo de pensión”, en el patrimonio neto. Las ganancias y pérdidas actuariales seamortizan durante el período de servicio promedio restante de los empleados activos deaproximadamente 8 años al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, de acuerdo con el procedimientoestablecido por SFAS 87.La relación entre las contribuciones realizadas por los patrocinadores y por losparticipantes del Plan Petros, considerando sólo las atribuibles a la Compañía ysubsidiarias en los ejercicios de <strong>2008</strong> y 2007 fue de 1,00 to 1,00. La mejor estimación dela Compañía de contribuciones que se espera pagar en 2009 en relación al plan depensión es de aproximadamente US$238, la expectativa de total de beneficios a serenpagos en 2009 es de US$923.De acuerdo con la Enmienda Constitucional No. 20, la computación de cualquier déficiten el plan de beneficio definido, de acuerdo con el método actuarial del plan actual (quees diferente del método definido en SFAS 87), debe ser igualmente compartido entre elpatrocinador y los participantes, a través de un ajuste en las contribuciones normales.F-72
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)(b) Plan de Pensión - Fundação <strong>Petrobras</strong> de Seguridade Social - Petros (Continuación)El 23 de octubre de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> y las subsidiarias patrocinadoras del Plan Petros,entidades sindicales y Petros firmaron un Término de Compromiso Financiero, despuésde la homologación judicial realizada el día 25 de agosto de <strong>2008</strong>, para cubrirobligaciones con planes de pensión por un monto de US$2.483 actualizadoretroactivamente al 31 de diciembre de 2006 por el Índice de Precios al ConsumidorAmpliado (IPCA) + 6% a.a, que se pagará en cuotas semestrales con intereses del 6%a.a. sobre el saldo deudor, actualizados por el IPCA, en los próximos 20 años, conformepreviamente establecido en el proceso de repactación. En la misma fecha, <strong>Petrobras</strong>utilizó el saldo de títulos gubernamentales por un valor de US$623 (US$670 al 31 dediciembre de 2007), para liquidar parte de las obligaciones con el Plan Petros, conformeestablecido en el Término de Compromiso Financiero.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, el saldo de la obligación de <strong>Petrobras</strong> y sus subsidiarias enrelación al Término de Compromiso Financiero era de US$1.850, del cual el monto deUS$36 vence en 2009.La obligación por parte de la Compañía, por intermedio del Término de CompromisoFinanciero, representa una contrapartida a las concesiones realizadas por losparticipantes/beneficiarios del Plan Petros en la alteración del reglamento del plan, enrelación a los beneficios y en el cierre de litigios existentes.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> tenía Notas del Tesoro Nacional a largo plazo, enel monto de US$1.608 (US$1.907 al 31 de diciembre de 2007), adquiridas comocontrapartida a pasivos con Petros, que se mantendrán en la cartera de la Compañía comogarantía del Término de Compromiso Financiero.A partir del 1º de julio de 2007, la Compañía inplantó un nuevo plan de pensioncomplementaria, denominado Plan Petros 2, en la modalidad de Contribución Variable(CV) o mixto, para los empleados sin plan de pensión complementaria.La parte de este plan con característica de beneficio definido se refiere a la cobertura deriesgo para invalidez y muerte, garantía de un beneficio mínimo y renta vitalicia y loscompromisos actuariales relacionados se han registrado de acuerdo con el método de launidad de crédito proyectada. La parte del plan con característica de contribucióndefinida destinada a la formación de reserva para jubilación programada, se hareconocido en el resultado del ejercicio a medida que las contribuciones van siendoefectuadas. En el ejercicio de <strong>2008</strong>, la contribución de <strong>Petrobras</strong> y sus subsidiarias parala parte de contribución definida de este plan fue de US$267.F-73
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)(b) Plan de Pensión - Fundação <strong>Petrobras</strong> de Seguridade Social - Petros (Continuación)<strong>Petrobras</strong> y los otros patrocinadores asumieron completamente las contribucionescorrespondientes al período en que los participantes no tenían plan. Este servicio pasadoconsiderará el período a partir de agosto de 2002, o a partir de la fecha de la contratación,hasta el día 29 de agosto de 2007. El plan continuará a admitir nuevos participantesdespués de esa fecha, pero no incluirá más el pago del servicio pasado.Los desembolsos relacionados al costo del servicio pasado se realizarán, mensualmente,durante el mismo número de meses en que el participante estuvo sin plan, debiendo, porlo tanto, cubrir la parte relativa a los participantes y patrocinadoras.Activos del planLos activos del plan se invierten principalmente en títulos del gobierno, fondos deinversión, instrumentos patrimoniales y propiedades.El cuadro a continuación describe los tipos de activos del plan:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007BeneficiosDefinidosContribucionVariableBeneficiosDefinidosContribuciónVariableTítulos del gobierno 43% - 41% -Fondos de inversión 38% 92% 33% 100%Instrumentospatrimoniales 12% 8% 20% -Otros 7% - 6% -100% 100% 100% 100%Petros proporcionó algunas financiaciones para la continuación del desarrollo del campode petróleo y gas Albacora, localizado en la cuenca de Campos, clasificada como títulosde otras partes relacionadas (ver Nota 14).La cartera de inversiones del Plan Petros y del Plan Petros 2 al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>estaba formada por: el 70% de renta fija con rentabilidad esperada del 7,37% a.a.; el 24%de renta variable con rentabilidad esperada del 6% a.a.; y el 6% de otras inversiones(operaciones con participantes, inmuebles y proyectos de infraestructura), conrentabilidad esperada del 8% a.a., lo que resultó en una tasa de interés promedio del7,02% a.a.F-74
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)(b) Plan de pensión - Fundação <strong>Petrobras</strong> de Seguridade Social - Petros (Continuación)Activos del plan (Continuación)Los activos del plan incluyen los siguientes títulos de partes relacionadas:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Acciones ordinarias de <strong>Petrobras</strong> 134 405Acciones preferidas de Petrobas 219 602Empresas controladas por el gobierno 112 129Títulos gubernamentales 5.712 6.806Títulos de otras partes relacionadas 103 1726.280 8.114El Plan Petros tiene el 43% de las inversiones en títulos del gobierno, de los cuales el94% son representados por NTN-B que por fideicomiso con la Secretaría de PensiónComplementaria se mantendrán hasta el vencimiento.c) <strong>Petrobras</strong> Internacional Braspetro B.V. - PIB BV· <strong>Petrobras</strong> Energía S.A. - PEPSA (incluyendo PESA)Plan de pensión de contribución definidaPlan de pensión complementaria para los empleadosEn 2005, <strong>Petrobras</strong> Energia S.A. (Pesa) implantó este plan de adhesión voluntariapara todos los empleados que cumplían determinadas condiciones. La compañíacontribue con montos equivalentes a las contribuciones realizadas por los empleados,de acuerdo con la contribución definida para cada nivel salarial.El costo del plan se reconoce de acuerdo con las contribuciones que la Compañíaefectúa y que, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, era equivalente a US$3 (US$2 al 31 dediciembre de 2007).F-75
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)(c) <strong>Petrobras</strong> Internacional Braspetro B.V. - PIB BV (Continuación)· <strong>Petrobras</strong> Energía S.A. - PEPSA (incluyendo PESA) (Continuación)Plan de beneficio definidoPlan “Termination Indemnity”Es un plan de beneficios por el cual los empleados que cumplen determinadascondiciones están aptos para recibir un mes de sueldo por año de trabajo en laempresa, de acuerdo con una escala decreciente, conforme los años de vigencia delplan, en el momento de su jubilación.Fondo CompensadorTienen derecho a este beneficio todos los empleados de Pesa que hayan adherido alos planes de contribuciones definidas en vigor en el transcurso del tiempo y quehayan ingresado en la Compañía antes del 31 de mayo de 1995 y tengan los años detrabajo exigidos. El beneficio se calcula complementariamente a los beneficiosotorgados por estos planes y por el sistema de jubilación, de forma que la suma de losbeneficios totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en elplan.De acuerdo con lo establecido en el Estatuto de Pesa, la Compañía realiza sus aportesal fondo con base en una propuesta del Directorio a la Asamblea hasta un valormáximo equivalente al 1,5% de los resultados netos de cada ejercicio.Caso haya un valor excedente, debidamente certificado por un actuarioindependiente, de los fondos aportados a fideicomisos destinados a pagar losbeneficios definidos otorgados por el plan, Pesa podrá disponer del referido monto,debiendo, solamente, realizar la debida comunicación al agente fiduciario.· BNansei Sekiyu S.A.Plan de pensión de beneficio definidoLa Refinería Nansei Sekiyu ofrece a sus empleados un plan de beneficios dejubilación complementaria programada en la modalidad de beneficio definido, endonde los participantes para poder obtener el beneficio debe tener como mínimo 50años de edad y 20 años de antigüedad en la Compañía. Las contribuciones sonefectuadas solamente por la patrocinadora. El plan es administrado por SumitonoTrust.F-76
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)(d) Otros planes de contribución definidaLa subsidiaria Transpetro y algunas controladas de <strong>Petrobras</strong> patrocinan planes dejubilación a sus empleados, de naturaleza de contribución definida, tales como:Petroquímica Triunfo S.A. y Transportadora Brasileira Gasoduto Bolivia-Brasil (TBG).(e) Beneficios de Plan de Asistencia Médica - “Asistencia Multidisciplinaria de Salud”(AMS)<strong>Petrobras</strong> y sus subsidiarias brasileñas mantienen un plan de asistencia médica (AMS),con beneficios definidos que incluye a todos los empleados (activos e inactivos) y susdependientes. El plan es administrado por la propia Compañía y los empleados aportanmontos fixados para cobertura de grandes riesgos y con una parte de los costos en que seincurre referentes a las demás coberturas, de acuerdo con las tablas de participaciónbasadas en ciertos parámetros, incluyéndose los niveles salariales, además del beneficiofarmacia que prevé condiciones especiales en la adquisición, en farmacias registradasdistribuidas por todo el territorio nacional, de ciertos medicamentos.El compromiso de la Compañía relacionado a los beneficios futuros debidos a losparticipantes del plan lo calcula anualmente un actuario independiente, con base en elmétodo de la Unidad de Crédito Proyectada. El plan de asistencia médica no estárespaldado, o asegurado por activos garantizadores. En su lugar, la Compañía paga losbeneficios basándose en los costos en que incurren los participantes del plan.Para fines de medición, al adoptar SFAS 106, se asumió una tasa anual de aumento de8,5% en el costo per capita de los beneficios de asistencia médica cubiertos. Se asumió latasa anual para reducir a 4% de 2009 a 2037.Las presuntas tasas según la tendencia de costos por asistencia médica tienen un efectosignificativo sobre los montos reportados para los planes de asistencia médica posterior ala jubilación. La variación de un uno-por-ciento en las presuntas tasas según la tendenciade costos por asistencia médica tendrían los siguientes efectos:Aumento de unpunto porcentualReducción de unpunto porcentualEfecto sobre el total de servicios y componentede costo sobre interés 107 (67)Efecto sobre la obligación por beneficiosposteriores a la jubilación 553 (460)F-77
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)(f) Estado de los fondos proveídos a los planesEl estado de los fondos proveídos a los planes al 31 de diciembre <strong>2008</strong> y 2007, basadoen el informe del actuario independiente, y de los montos reconocidos en los balances dela Compañía en esas fechas, es el siguiente:<strong>2008</strong> 2007Planes de Pensión Beneficios Planes de PensióndeAsistenciaBeneficiosDefinidos Contribución Médica Beneficios(1)Variable (2) Definidos Contribución(1)VariableBeneficiosdeAsistenciaMédica(2)Evolucion de las obligaciones de beneficios:Obligaciones con beneficio al inicio delejercicio 23.381 143 6.898 17.238 - 5.433Costo del servicio 235 49 108 205 31 102Costo de los intereses 2.257 21 668 2.018 7 631Cambio en el Plan - - - 449 - -Pérdida actuarial (ganancia) (3.783)(4)(45) (1.812) (4) 519 17 (207)Beneficios pagados (931) (1) (241) (835) - (217)Nuevo plan de pensión de contribuciónvariable - - - - 136 -Otros83 1 - (15) (67)(3)-Ganancia en la conversión (5.201) (40) (1.396) 3.802 19 1.156Obligaciones con beneficio al final delejercicio 16.041 128 4.225 23.381 143 (3) 6.898Evolución de los activos del plan:Valor justo de los activos del plan al iniciodel ejercicio 18.473 9 - 12.395 - -Rendimiento actual de los activos del plan (194) - - 3.679 1 -Contribuciones de la Compañía 267 19 241 233 49 217Contribuciones de los empleados 188 19 - 166 19 -Beneficios pagados (931) (1) (241) (835) - (217)Otros 768 - - (48) (67) (3) -Ganancia en la conversión (4.492) (10) - 2.883 7 -Valor justo de los activos del plan al finaldel ejercicio 14.079 36 - 18.473 9 (3) -Estado de las contribuciones (1.962) (92) (4.225) (4.908) (134) (6.898)Montos reconocidos en el balance generalcomprenden:Pasivo corriente (176) (92) (224) (230) (134) (259)Pasivo no corriente (1.786) - (4.001) (4.678) - (6.639)(1.962) (92) (4.225) (4.908) (134) (6.898)Pérdidas actuariales netas no reconocidas (1.368) (21) (1.423) 1.728 16 1.381Costo del servicio anterior no reconocido 1.621 116 1.019 449 146 25Otras utilidades integrales acumuladas 253 95 (404) 2.177 162 1.406Total del monto reconocido, neto (1.709) 3 (4.629) (2.731) 28 (5.492)F-78
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)(f) Estado de los fondos proveídos a los planes (Continuación)(1) Incluye Petros (Compañías del Grupo de <strong>Petrobras</strong>) y obligaciones de beneficios de pensión de PEPSA y PELSA.(2) Incluye AMS (Compañias del grupo <strong>Petrobras</strong>) y obligaciones con beneficios del plan de asistencia medica deLiquigás.(3) Parte del plan de contribución definida reclasificada para permitir comparación con los estados contables de <strong>2008</strong>.(4) Esta ganancia se debe principalmente al cambio de la tasa de descuento del 6% a.a. en 2007 para el 7,17% a.a. en<strong>2008</strong>.El costo de beneficio periódico neto incluye los siguientes componentes:<strong>2008</strong> 2007Planes de Pensión Beneficios Planes de Pensión BeneficiosdeAsistenciadeAsistenciaBeneficiosDefinidos (1)ContribuciónVariableMédica(2)BeneficiosDefinidos (1)ContribuciónVariableMédica(2)Costo-beneficio de servicio ganado duranteel ejercicio 235 49 108 205 31 102Costo por intereses sobre la obligación porbeneficios proyectada 2.257 21 668 2.018 7 631Rendimiento esperado de los activos delplan (1.848) (18) - (1.497) (3) -Amortización de pérdida actuarial 2 - 45 169 - 91Amortización de costo de servicio pasado 44 6 2 59 4 81Ganancia en la conversión (95) (7) (165) 59 6 73595 51 658 1.013 45 978Contribuciones de empleados (188) (19) - (166) (19) -Costo de beneficios periódicos netos 407 32 658 847 26 978Cambios en los montos registrados en otras utilidades integrales acumuladas:BeneficiosdefinidosPlanes de pensión<strong>2008</strong> 2007ContribuciónvariableBeneficiosdeasistenciamédicaPlanes de PensiónBeneficiosdefinidosContribuciónvariableBeneficios deasistenciamédicaOtras utilidades integralesacumuladas al comienzo delejercicio 2.177 162 1.406 3.110 - 1.495Pérdida (ganancia) actuarial neta (1.719) (28) (1.812) (1.676) 15 (207)Amortización de ganancia(pérdida) actuarial (2) - (45) (169) - (91)Costo del servicio pasado neto - 1 - 449 136 -Amortización del costo delservicio pasado neto (44) (6) (2) (59) (4) (81)Ganancia en la conversión (159) (34) 49 522 15 290Otras utilidades integralesacumuladas al final delejercicio 253 95 (404) 2.177 162 1.406F-79
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)(f) Estado de los fondos proveídos a los planes (Continuación)Componentes del Costo de Beneficio Periódico Neto para el próximo año:Los montos que se incluyen en otras utilidades integrales acumuladas al 31 de diciembrede <strong>2008</strong>, que se espera sean amortizadas en el costo de post-jubilación periódico netodurante 2009, se muestran a continuación:Planes de Pensión BeneficiosdeBeneficiosDefinidosContribuciónVariableAsistenciaMédicaPérdida (ganancia) actuarial neta no reconocida (1.719) (28) (1.812)Costo del servicio pasado no reconocido - 1 -Las principales suposiciones adoptadas en <strong>2008</strong> y 2007 para el cálculo actuarial seresumen a continuación:Beneficios depensión<strong>2008</strong> 2007Beneficios de Beneficios de Beneficios deAsistencia Médica pensión Asistencia MédicaTasas de descuentoInflación: 5% al4% a.a. + 7,7% a.a.Inflación: 5% al4% a.a. + 2,24% a.a.Inflación: 5%a.a. + 7,02% a.a.Inflación: 5% al 4%a.a. + 7,7% a.a.Inflación: 5% al 4%a.a. + 2,24% p.aInflación: 4% a.a.+ 6%a.a.Inflación: 4% a.a.+2,4% a.a.Inflación:4%a.a. + 6,32% a.a.Inflación: 4%a.a. + 6% a.a.Inflación: 4% a.a. +2,4% a.a.Tasas de aumento en losniveles de compensaciónTasa de largo plazo esperadapara retorno sobre activosNo se aplicaNo se aplicaTabla de mortalidad En el AT 2000* En el AT 2000* En el AT 2000* En el AT 2000*(*) Separada por sexo (masculino y femenino).<strong>Petrobras</strong> tiene información en conjunto para todos los planes de pensión de beneficiosdefinidos. Los planes de beneficios nacionales de <strong>Petrobras</strong>, BR Distribuidora, Petroquisay REFAP contienen premisas similares y la obligación por beneficios relativa a PEPSA,por el plan internacional, no es significativa con respecto al total de las obligaciones y, deesta manera, también ha sido agregada. Todos los planes de pensión del grupo <strong>Petrobras</strong>tienen obligaciones de beneficios acumulados que están por encima de los activos delplan.La determinación del gasto y del pasivo relativos al plan de pensión de la Compañíaimplica el uso del juicio al determinar las premisas actuariales. Estas incluyenestimaciones de futura mortalidad, retiros, variaciones en la remuneración y tasa dedescuento para reflejar el valor temporal del dinero así como la tasa de retorno sobre losactivos del plan. Estas premisas se revisan por lo menos una vez al año y pueden diferirmaterialmente de los resultados reales debido a las cambiantes condiciones económicas ydel mercado, los eventos reguladores, fallos judiciales, tasas de extracción más altas omás bajas, o vidas más largas o más cortas de los participantes.F-80
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)(f) Estado de los fondos proveídos a los planes (Continuación)Según las exigencias de SFAS 87, e interpretaciones subsiguientes, la tasa de descuentodeberá basarse en los precios corrientes al cancelarse la obligación de pensión. Laaplicación de los preceptos de SFAS 87 en ambientes históricamente inflacionarios,como Brasil por ejemplo, genera determinados problemas, ya que una compañía puedeno estar apta a liquidar un pasivo del plan de pensión en momento futuro, considerandoque los instrumentos financieros de largo plazo de nivel adecuado pueden no existirlocalmente como ocurre en los Estados Unidos.Pese a que el mercado brasileño viene demostrando signos de estabilización en el marcodel modelo económico actualmente adoptado, conforme se refleja en las tasas de interésdel mercado, todavía no es prudente concluir que dichas tasas se mantendrán estables.(g) Aportes de efectivo y pagos de beneficiosEn <strong>2008</strong>, la Compañía contribuyó con US$286 a sus planes de pensión. En 2009, laCompañía espera que las contribuciones asciendan a aproximadamente US$230. Lascontribuciones reales dependen de retornos de las inversiones, cambios en la obligacionesde pensión y otros factores económicos. Fondos adicionales pueden ser en últimainstancia necesarios si los retornos de las inversiones fueren insuficientes paracompensar los aumentos en las obligaciones del plan.Se estima que el fondo de pensión pague durante los 10 próximos años los beneficiossiguientes, que incluyen servicios estimados en el futuro:BeneficiosDefinidosPlanes de PensiónContribuciónVariableBeneficios deAsistenciaMédica2009 921 2 2112010 1.010 3 2382011 1.107 4 2662012 1.214 6 2942013 1.326 9 327Cinco años siguientes 8.535 85 2.140F-81
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)17. Patrimonio Neto(a) CapitalEl capital suscrito e integrado de la Compañía al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007 estárepresentado por 5.073.347.344 acciones ordinarias y 3.700.729.396 acciones preferidasconforme redeterminado por el desdoblamiento de acciones que discutiremos acontinuación. Las acciones preferidas no garantizan el derecho a voto y no sonconvertibles en acciones ordinarias y viceversa. Las acciones preferidas tienen prioridaden el recibo de dividendos y retorno del capital.La Asamblea Geral Extraordinaria celebrada el 24 de marzo de <strong>2008</strong> decidió realizar eldesdoblamiento en dos de cada acción de la Compañía, resultando en: (a) en ladistribución gratuita de 1 (una) nueva acción del mismo tipo, para cada una original conbase en la posición accionaria del 25 de abril de <strong>2008</strong>; (b) en la distribución gratuita de 1(una) nueva American Depository Shares (ADS) del mismo tipo para cada ADS originalcon base en la posición accionaria del 25 de abril de <strong>2008</strong>. En la misma fecha, se aprobóuna enmienda al Artículo 4 del Estatuto de la Compañía para que el capital se dividieraen 8.774.076.740 acciones, de las cuales 5.073.347.344 son acciones ordinarias y3.700.729.396 son acciones preferidas, sin valor nominal. Esta enmienda al Estatuto de laCompañía entró en vigor el 25 de abril de <strong>2008</strong>. La relación entre los ADSs y lasacciones de cada clase permanece siendo de 2 (dos) acciones por un ADS. Todas lasinformaciones de acciones, ADS, por acción y por ADS en los estados contables y notasadjuntas se han ajustado para reflejar el efecto del resultado del desdoblamiento deacciones.El 11 de mayo de 2007, el Consejo de Administración aprobó la alteración de la relaciónentre las acciones de la Compañía y los American Depositary Shares (ADS’s) de 4(cuatro) acciones para cada ADS a 2 (dos) acciones para cada ADS. La alteración pasó avaler a partir del 02 de julio de 2007. Toda la información por ADS en los estadoscontables y notas adjuntas ha sido ajustada para reflejar el resultado del cambio en laproporción entre las acciones subyacentes emitidas en el nombre de la Compañía y losADS`s.La ley brasileña actual exige que el Gobierno Federal retenga la propiedad del 50% másuna acción del capital con derecho a voto de la Compañía.La Asamblea General Extraordinaria de los Accionistas aprobó el 1º de junio de 2006, laoperación de incorporación de acciones de Petroquisa por <strong>Petrobras</strong>, conforme nuevaratificación del Protocolo de Fusión e Incorporación de la operación de incorporación deacciones firmado entre las dos compañías. El Consejo de Administración de la Compañíaaprobó la emisión de 886.670 acciones preferidas de la Compañía en conexión con laincorporación de acciones de Petroquisa por <strong>Petrobras</strong>.F-82
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)17. Patrimonio Neto (Continuación)(a) Capital (Continuación)El 15 de diciembre de 2006, de acuerdo con lo establecido en el artículo 29, inciso II delEstatuto de la Compañía, el Consejo de Administración autorizó la recompra de hasta91.500.000 acciones preferidas en circulación para futura cancelación, utilizándose derecursos de las reservas de utilidades.El período autorizado para la recompra expiró en 2007 y la opción de recompra no habíasido ejercida.La Asamblea General Extraordinaria, realizada en conjunto con la Asamblea GeneralOrdinaria el 04 de abril de <strong>2008</strong>, aprobó el aumento del capital social de la Compañía deUS$20.816 (R$52.644 millones) para US$36.194 (R$78.967 millones), mediante lacapitalización de parte de las utilidades retenidas registradas durante años anterioresascendiendo a US$14.782 (R$25.302 millones) y parte de las reservas de capital,ascendiendo a US$596 (R$1.020 millones), formadas por US$99 (R$169 millones) delfondo de reserva de la Marina Mercante AFRMM y US$497 (R$851 millones) de lareserva de incentivos fiscales sin emisión de nuevas acciones, de acuerdo con el artículo169, párrafo 1º, de la Ley 6.404/76.En la Asamblea General Extraordinaria realizada juntamente con la Asamblea GeneralOrdinaria el 2 de abril de 2007, los accionistas de <strong>Petrobras</strong> aprobaron el aumento delcapital social de la Compañía para US$20.816 (R$52.644 millones) a través decapitalización de reservas de utilidades acumuladas constituidas en ejercicios anteriorespor US$1.647 (R$3.372 millones) y de reserva estatutaria, por un valor de US$492(R$1.008 millones), sin emisión de nuevas acciones, de acuerdo con el artículo 169,párrafo 1º, de la Ley Nº 6.404/76.En la Asamblea General Extraordinaria, realizada juntamente con la Asamblea GeneralOrdinaria, el 3 de abril de 2006, los accionistas de la Compañía aprobaron un aumentodel capital de la Compañía para US$18.677 (R$48.248 millones) a través de lacapitalización de reservas de utilidades acumuladas durante los ejercicios financierosanteriores, por un monto de US$6.976 (R$15.012 millones), sin emisión de nuevasacciones, de acuerdo con el artículo 169, párrafo 1º, Ley No. 6.404/76.F-83
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)17. Patrimonio Neto (Continuación)(b) Dividendos e interés sobre el capital propioDe acuerdo con los estatutos de la Compañía, los tenedores de acciones preferidas yordinarias tienen derecho a un dividendo mínimo de 25% de la utilidad neta anual comose estipula en la Ley Corporativa Brasileña. Además, los accionistas preferidos tienenprioridad en el recibo de un dividendo anual de por lo menos 3% del valor de libro de lasacciones o el 5% del capital pagado referente a las acciones preferidas, como se aseveraen los registros contables estatutarios. A partir del 1º de enero de 1996, los montosatribuidos a los accionistas como interés (ver a continuación) puede ser deducido delcomputo del dividendo mínimo. Los dividendos se pagan en reales brasileños. LaCompañía pagó dividendos de US$158 durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembrede <strong>2008</strong> (2007 - US$778, 2006 - US$760). La distribución de los dividendos ganadosdesde el 1º de enero de 1996 no está sujeta a la retención de impuestos.La Compañía hace provisión o para los dividendos mínimos o para la participación totalsobre el patrimonio neto en donde el beneficio impositivo haya sido reconocido al 31 dediciembre.Las corporaciones brasileñas están autorizadas a atribuir interés sobre el capital propio delos accionistas, que puede ser pagado en efectivo o usarse para aumentar el capital. Elcálculo se basa en los montos del patrimonio neto como se expresa en los registroscontables estatutarios y la tasa de interés aplicada no puede exceder la Tasa de Interés deLargo Plazo (“TJLP”) como lo determina el Banco Central de Brasil. Tal interés nopuede ser superior al máximo de 50% de la utilidad neta o al 50% de las utilidadesretenidas más las reservas de utilidad. El interés sobre el capital propio está sujeto a losimpuestos retenidos en el origen a una tasa del 15%, excepto en el caso de accionistas noalcanzados o exentos, como lo establece la Ley No. 9.249/95. La Compañía pagóUS$4.589 en interés sobre el capital propio durante el ejercicio finalizado al 31 dediciembre de <strong>2008</strong> (2007 - US$3.225, 2006 - US$2.453).El interés sobre el capital propio se incluyó en los dividendos propuestos para el año,conforme establecido en los estatutos de la Compañía, y generó créditos de impuestosobre la renta y contribución social de US$995 (US$998 en 2007, y US$994 en 2006)(ver Nota 3).La propuesta para los dividendos de <strong>2008</strong> que se está presentando por el Consejo deAdministración de <strong>Petrobras</strong> para la aprobación de los accionistas en la AsambleaGeneral Ordinaria que se realizará el 08 de abril de 2009, por un valor de US$4.242, estáde acuerdo con los estatutos en lo que se refiere a los derechos garantizados de lasacciones preferidas (artículo 5) e incluyen interés sobre el capital, ya aprobado por elConsejo de Administración.F-84
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)17. Patrimonio Neto (Continuación)(b) Dividendos e interés sobre el capital propio (Continuación)Los dividendos y la parte del interés sobre el capital propio se pagarán en una fecha a serestablecida por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Estos montos seránactualizados monetariamente a partir de 31 de diciembre de <strong>2008</strong> hasta la fecha de iniciodel pago, de acuerdo com la variación de la tasa SELIC.El 4 de abril de <strong>2008</strong>, la Asamblea General Ordinaria aprobó dividendos en relación alejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007, por un monto de US$3.715, de acuerdocon los estatutos en lo que se refiere a los derechos garantizados de la acciones preferidas(artículo 5) e incluyen interés sobre el capital propio, ya aprobado por el Consejo deAdministración. Los dividendos se corrigieron monetariamente de acuerdo con lavariación de la tasa SELIC a partir del 31 de diciembre de 2007 hasta la fecha inicial delpago.El saldo restante de los dividendos en relación al ejercicio de 2007, aprobados por laAsamblea General Ordinaria celebrada el 04 de abril de <strong>2008</strong>, por un monto de US$495(después de deducidos los dividendos distribuidos anteriormente a los accionistas el 23de enero, el 31 de marzo y el 30 de abril de <strong>2008</strong>, por un monto de US$3.220), sepagaron a los accionistas el día 03 de junio de <strong>2008</strong>.Los intereses sobre el capital propio fueron adjudicados a los dividendos propuestos delejercicio, en la forma prevista en el Estatuto Social de la Compañía.La Asamblea General Ordinaria del 02 de abril de 2007 aprobó dividendos referentes alejercicio de 2006, por el monto de US$3.693, incluyendo interés sobre el capital propio,de los cuales US$2.052 fueron puestos a disposición de los accionistas el día 4 de enerode 2007, con base en la posición accionaria del 31 de octubre de 2006, US$923 secolocaron a disposición el día 30 de marzo de 2007, con base en la posición accionariadel 28 de diciembre de 2006 y el saldo restante de US$718, se puso a disposición dentrodel plazo legal el 17 de mayo de 2007, con base en la posición accionaria del 02 de abrilde 2007.F-85
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)17. Patrimonio Neto (Continuación)(b) Dividendos e interés sobre el capital propio (Continuación)Estos dividendos fueron actualizados de acuerdo con la tasa de interés Selic del 31 dediciembre de 2006 al 17 de mayo de 2007, la fecha de pago.La ley brasileña permite el pago de los dividendos sólo a partir de las utilidades retenidassegún se expresa en los registros contables estatutarios. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, laCompañía había asignado todas esas utilidades retenidas.Además, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la reserva de utilidades retenidas asignadas nodistribuida que asciende a US$12.123, puede ser utilizada para la distribución dedividendos siempre que dicha utilización sea aprobada por los accionistas, sin embargo,la Compañía tiene intención de usar tal reserva para financiar su capital de trabajo ygastos de capital.F-86
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)17. Patrimonio Neto (Continuación)(c) Utilidades básicas y diluidas por acciónLos montos de las utilidades básicas y diluidas por acción se han calculado de lasiguiente manera:Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Utilidad neta para el año 18.879 13.138 12.826Menos dividendos prioritarios de accionespreferidas (749) (813) (577)Menos dividendos de acciones ordinarias hastalos dividendos prioritarios de accionespreferidas por cada acción (1.027) (1.115) (791)Utilidad neta remanente a asignarse igualmentea acciones ordinarias y preferidas 17.103 11.210 11.458Cantidad promedia ponderada de acciones encirculaciónOrdinarias/ADS 5.073.347.344 5.073.347.344(**) 5.073.347.344 (**)Preferidas/ADS 3.700.729.396 3.700.729.396 (**) 3.699.806.288 (**)Utilidades básicas y diluidas por acciónOrdinaria y preferida 2,15 1,50(**) 1,46(**)Utilidades básicas y diluidas por ADS 4,30 3,00(**) 2,92(*)(**)(*) Reajustado debido a los efectos del cambio en la proporción entre las acciones subyacentes emitidas enel nombre de la Compañía y las American Depositary Shares el 2 de julio de 2007.(**) Considera el efecto del desdoblamiendo de acciones de 2 por 1 que tuvo lugar el 25 de abril de <strong>2008</strong>.(d) Reservas de capital· AFRMMSe refiere al adicional del flete para la renovación de la marina mercante (AFRMM)de acuerdo con la legislación vigente. Estos fondos se usan para comprar, ampliar oreparar buques de la flota de transporte de la Compañía.F-87
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)17. Patrimonio Neto (Continuación)(d) Reservas de capital (Continuación)· Reserva de incentivo fiscalEsta reserva consiste en inversiones en incentivos fiscales, proveniente deasignaciones de una parte del impuesto sobre la renta de la Compañía. Se refiere aincentivos fiscales en el Nordeste, dentro de la región cubierta por la Agencia deDesarrollo del Nordeste (ADENE), asegurando una reducción del 75% sobre elimpuesto sobre la renta a pagar, calculado sobre las utilidades de la exploración delas actividades incentivadas. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, este incentivo ascendía aUS$219 (US$712 al 31 de diciembre de 2007), y solamente se pode utilizar paracontrarrestar pérdidas o para un aumento de capital, conforme determinado en elArtículo 545 de las Reglamentaciones del Impuesto sobre la Renta y se ha registradopor el método “flow through”.El 10 de mayo de 2007, la Hacienda Federal de Brasil reconoció el derecho de<strong>Petrobras</strong> de deducir ese incentivo del impuesto sobre la renta debido,comprendiendo los periodos fiscales de 2006 hasta 2015.Las donaciones y subvenciones para inversión registradas contablemente hasta el 31de diciembre de 2007 se mantendrán en reserva de capital hasta su total utilización.(e) Utilidades retenidas asignadasLa Ley brasileña y los estatutos de la Compañía exigen que ciertas asignaciones se hagananualmente a partir de utilidades retenidas hacia las cuentas de reserva. El propósito ybase de la asignación a tales reservas se presenta a continuación:· Reserva legalEsta reserva es un requisito para todas las corporaciones brasileñas y representa laasignación anual del 5% de las utilidades netas como se expresa en los registroscontables estatutarios hasta un límite de 20% del capital. La reserva puede ser usadapara incrementar el capital o para compensaciones por pérdidas, pero no se puededistribuir como dividendos en efectivo.F-88
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)17. Patrimonio Neto (Continuación)(e) Utilidades retenidas asignadas (Continuación)· Reserva de utilidades no distribuidasEsta reserva se establece de acuerdo con el Articulo 196 de la Ley No. 6.404/76 paraproveer de fondos el programa de inversiones anuales de la Compañía. La asignaciónde la utilidad neta para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2006 incluye unaretención de utilidades de US$8.004 de la cual US$7.775 se refiere a la utilidad netapara el ejercicio y US$229 al saldo restante de utilidades retenidas. Se pretendía queesta propuesta cubrise parcialmente el programa de inversiones anuales establecidoen el presupuesto de capital para 2007, ad referéndum de la Asamblea General de losAccionistas celebrada el 2 de abril de 2007.La asignación de la utilidad neta para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2007incluye retención de utilidades de US$7.954 con un monto de US$7.951 provenientede la utilidad neta del ejercicio y el saldo restante de utilidades retenidas de US$3.Esta propuesta fue para cumplir parcialmente con el programa de inversión anualestablecido en el presupuesto de inversiones en activo fijo para <strong>2008</strong>, ad referendumen la Asamblea General de Accionistas que se realizó el 4 de abril de <strong>2008</strong>.La asignación de la utilidad neta para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre <strong>2008</strong>incluye retención de utilidades de US$10.790 con un monto de US$10.175proveniente de la utilidad neta del ejercicio y el saldo restante de utilidades retenidasde US$615. Esta propuesta es para cumplir parcialmente con el programa deinversión anual establecido en el presupuesto de inversiones en activo fijo para 2009,ad referendum en la Asamblea General de Accionistas que se realizará el 8 de abrilde 2009.· Reserva estatutariaEsta reserva se provee a través de un monto equivalente a un mínimo del 0,5% delcapital suscripto y pagado por completo al final del ejercicio. Esta reserva se destinaal fondo de costos incurridos con programas de investigación y de desarrollotecnológico. El saldo acumulado de esta reserva no puede sobrepasar el 5% de lasacciones de capital, según el Artículo 55 de los estatutos de la Compañía.F-89
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales(a) Reputación mercantil (Goodwill)La reputación mercantil o goodwill representa el exceso del precio de compra sobre elvalor justo estimado de los activos netos adquiridos en la compra de un negocio. Deacuerdo con SFAS No. 142 “Reputación Mercantil (Goodwill) y Otros ActivosIntangibles (“SFAS 142”), la reputación mercantil corporativa no se amortiza, pero pasapor un test de impairment, en el nivel de unidad declarante, que es un segmentooperativo o un nivel por debajo de un segmento operativo. La Compañía realiza surevisión anual de impairment de reputación mercantil en el cuarto trimestre de cada añoy siempre que los eventos y cambios en las circunstancias sugieran que el valor contablepuede no ser recuperable.El impairment de reputación mercantil incluye un abordaje en dos etapas. En la primerala Compañía compara el valor justo de la unidad declarante con su valor contable,incluyendo la reputación mercantil. Si el valor justo es menor que el valor contable,incluyendo la reputación mercantil, existe una indicación de pérdida de impairment quese mide al realizar la segunda etapa. En la segunda etapa, el valor justo estimado de laprimera etapa se utiliza como precio de compra en una adquisición hipotética de launidad declarante. En combinaciones de compra de negocios se siguen reglas contablespara determinar una asignación de precio de compra hipotético a los activos y pasivos dela unidad declarante. El monto residual de reputación mercantil que resulta de estaasignación hipotética de precio de compra se compara con el monto registrado dereputación mercantil de la unidad declarante y el monto registrado se reduce de valor enlos libros para el valor hipotético, si es menor.Durante el cuarto trimestre de <strong>2008</strong>, la compãnía registró una pérdida de impairment dereputación mercantil de US$223 en la subsidiaria indirecta de <strong>Petrobras</strong> en EstadosUnidos, Pasadena Refining System, que incluye una refinería y una comercializadora.Los factores principales para el impairment de reputación mercantil fueron lossiguientes: (a) redución en el precio del petróleo crudo y de los productos derivados depetróleo; (b) una redución del margen bruto de los productos refinados en el mercado alpor mayor; y (c) una disminución de la demanda de productos refinados.· Cambio en el saldo de la reputación mercantil del negocio para los ejerciciosfinalizados al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007:Saldo al 31 de diciembre de 2006 243Compañías comercializadoras y refinadoras en EE.UU 223Utilización de los quebrantos impositivos a transportar (168)Ajustes de conversión acumulados 15Saldo al 31 de diciembre de 2007 313Reputación mercatil de PIB BV 50Impairment de la reputación mercantil en el Pasadena Refining System (223)Ajustes de conversión acumulados (22)Saldo al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> 118F-90
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación)(b) Adquisición de refinería japonesa y otros activosEl 9 de noviembre de 2007, <strong>Petrobras</strong> firmó un acuerdo de compra del 87,5% de lasacciones de la empresa japonesa Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS) conTonenGeneral Sekiyu Kabushiki Kaisha (TGSK), subsidiaria de ExxonMobil por unvalor aproximado de US$50. La adquisición incluye una refinería con capacidad de100.000 bpd, que refina petróleo leve y produce derivados de petroleo de alta calidad.Cuenta también con una terminal de petróleo y derivados con capacidad de almacenajede 9,6 millones de barriles, tres piers con capacidad de recibir navíos de productos dehasta 97.000 deadweight tonnage (dwt) y una mono-boya para navíos Very Large CrudeCarriers (VLCC) de hasta 280.000 dwt.La transferencia del control accionario se realizó en abril de <strong>2008</strong>. Debido a suinmaterialidad, la información proforma no se ha presentado.(c) Incorporación de una compañía de biodiesel - <strong>Petrobras</strong> Biocombustível S.A.Con la creación de la subsidiaria <strong>Petrobras</strong> Biocombustível S.A. el 16 de junio de <strong>2008</strong>,<strong>Petrobras</strong> aprovechó la oportunidad empresarial derivada del aumento de la demandamundial de biocombustibles y, también, fortaleció su posición de empresa comprometidacon el medio ambiente y con el desarrollo social. Además de contribuir para la reduccióndel calentamiento global, los biocombustibles permiten la generación de empleo eingresos en el campo con la utilización de agricultura familiar en la producción de lasmaterias primas.· Refinerías de biodieselEl 29 de julio de <strong>2008</strong>, se inauguró en Candeias (Estado de Bahia) la primerarefinería de producción comercial de biodiesel de <strong>Petrobras</strong>. La Refinería deQuixadá (Estado de Ceará) se inauguró el 20 de agosto de <strong>2008</strong> y en enero de 2009la Refinería de Montes Claros (Estado de Minas Gerais) comenzó su producción.Las tres refinerías tienen la misma capacidad de producción, ascendiendo a 170millones de litros al año. En <strong>2008</strong>, las refinerías inauguradas fueron operadas porPetróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>, mientras <strong>Petrobras</strong> Biocombustível S/Aaguardaba definiciones relacionadas a cuestiones regulatorias que envuelven laautorización para producir, expedidas por la Agencia Nacional de Petróleo, GasNatural y Biocombustibles - ANP. La autorización fue concedida el 08 de enero de2009.F-91
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación)(c) Incorporación de una compañía de biodiesel - <strong>Petrobras</strong> Biocombustível S.A.(Continuación)· Refinerías de biodiesel (Continuación)Las implantaciones de las tres refinerías están acompañadas de un programa para eldesarrollo del mercado agrícola regional que suministrará la materia prima para laproducción de biodiesel. De esa forma, habrá un aumento de la generación deempleo e ingresos, observándose siempre la sustentabilidad empresarial, social yambiental. La empresa sigue las premisas del Programa Nacional de Producción yUso de Biodiesel y está comprometida en la obtención del Sello Combustible, yaconquistado por las Refinerías de Candeias y Quixadá y en fase final de obtenciónpor la Refinería de Montes Claros.<strong>Petrobras</strong> Biocombustível entregará, en el primer trimestre de 2009, el volumennegociado en la 12ª. subasta de la ANP, ascendiendo a 14,5 millones de litros, pormedio de las tres refinerías de biodiesel.· Acuerdo internacional para el fomento del desarrollo de la agricultura familiar<strong>Petrobras</strong> Biocombustível, GTZ (Cooperación Técnica Alemana) y la Empresa deAsistencia Técnica y Extensión Rural del Estado de Ceará (Ematerce) han firmadoun convenio que ampliará la prestación de servicios de asistencia técnica a losagricultores familiares que suministran materia prima para la Refinería de Quixadáen el Estado de Ceará.Esta alianza aumentará el trabajo de apoyo a la organización social y elfortalecimiento de la agricultura familiar en el Estado de Ceará, de formasustentable. En total, serán 47 técnicos y consultores, suministrados por los tressocios, que actuarán en el desarrollo de las actividades previstas por este conveniopara un período de dos años, beneficiando a casi ocho mil agricultores de la zona delSertão Central de el Estado de Ceará, de la región de Quixadá.GTZ - empresa pública de derecho privado alemana que administra proyectos decooperación técnica en alianzas con instituciones públicas y privadas en diversaspartes del mundo, contribuirá con su experiencia en actividades de apoyo a laagricultura familiar.F-92
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación)(c) Incorporación de una compañía de biodiesel- <strong>Petrobras</strong> Biocombustível S.A.(Continuación)· Complejos de biodieselComenzaron las acciones para transferencia de participación accionaria de PetróleoBrasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong> para la empresa Participações em ComplexosBioenergéticos S.A. - PCBIOS para <strong>Petrobras</strong> Biocombustível S.A.PCBIOS es una sociedad por acciones de capital cerrado, constituida de acuerdo conlas normas legales en vigor en Brasil, formada por <strong>Petrobras</strong> y Mitsui & Co. con el50% de participación accionaria cada una, cuyo objetivo es la participación encomplejos bioenergéticos en calidad de accionista, o en cualquier otra sociedad oproyecto en Brasil, especialmente para la inversión en sociedades constituidas parael desarrollo de proyectos de bioenergía.(d) Adquisición de activos de distribución en ChileEl 7 de agosto de <strong>2008</strong>, <strong>Petrobras</strong> firmó un acuerdo para la compra de la participación deExxonMobil en Esso Chile Petrolera y en otras empresas chilenas asociadas.El acuerdo incluye el negocio de combustibles en los mercados minoristas, industrial yde aviación (los negocios químicos, de lubricantes y de productos especiales deExxonmobil en Chile no forman parte del acuerdo) y la transferencia del control deberárealizarse en el segundo trimestre de 2009, juntamente con el pago de aproximadamenteUS$ 400. Debido a su inmaterialidad, la información proforma no se ha presentado.(e) Adquisición en ArgentinaEl 29 de septiembre de <strong>2008</strong>, se concluyó la adquisición por PESA en Argentina del25,67% de los activos de los bloques de Sierra Chata que ya producen gas natural y del52,37% de los activos de Parva Negra, en fase de exploración, de propiedad deConocoPhilips por un monto total de US$77, aumentado principalmente por cambios enel capital de trabajo. Debido a la inmaterialidad, no se ha presentado informaciónproforma..F-93
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación)(f) Opción de compra del 50% restante de la Refinería de PasadenaEn decisión preliminar emitida el 24 de octubre de <strong>2008</strong>, en el ámbito de proceso arbitralexistente entre <strong>Petrobras</strong> América Inc. y otras (“PAI”) y Astra Oil Trading NV y otras(ASTRA), que tramita de acuerdo con las reglas de arbitraje del Internacional Centre forDispute Resolution, se consideró válido el ejercicio de la opción de venta (“put option”)ejercido por ASTRA en relación a PAI del 50% restante de las acciones de ASTRA enla empresa Pasadena Refinery Systems Inc. (“PRSI”), una empresa que tieneparticipaciones en Refinería de Pasadena, y en la empresa a ella vinculada de “trading”,ambas con oficinas operativas en Texas. La decisión también determinó como válido elejercicio de la opción de venta, por parte de sus compañías afiliadas, de PRSI TradingCompany LP, una empresa fundada para la comercialización, venta y distribución depetróleo crudo y productos derivados refinados por la refinería.Las responsabilidades operativas, gerenciales y financieras se transfirieron a PAI, conbase en esa decisión preliminar. Sin embargo, el precio final a pagar por estas accionesrestantes será definido por la decisión final emitida en el arbitraje, puesto que las partesdiscuerdan en lo que se refiere al valor atribuido a las acciones.No se ha registrado ninguna combinación de negocios, puesto que no hubo transferenciade acciones, cambios de consideración y transferencia de control efectivo.(g) Adquisición de la Termoeléctrica Juiz de ForaEl 04 de octubre de 2007, <strong>Petrobras</strong> compró de Energisa S.A. el 100% de las acciones dela Usina Termoeléctrica Juiz de Fora, usina a gas natural, con capacidad de potenciainstalada de 87 MW, y que tiene contratos de suministro de energía para venta hasta2022.Adicionalmente, se firmó entre <strong>Petrobras</strong> Comercializadora de Energia Ltda. y EnergisaS.A. un contrato para uso de los derechos sobre la comercialización de energía con lassubsidiarias de Energisa en la región Nordeste del Brasil. El precio de compra fue deUS$119 (R$210 millones). Debido a su inmaterialidad, la información proforma no se hapresentado.F-94
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación)(h) Refinaria Abreu e LimaLa Refinaria Abreu e Lima S.A. fue constituida el 07 de marzo de <strong>2008</strong> como unasociedad anónima de capital cerrado. La Compañía tiene sede en el Complejo IndustrialPortuario de SUAPE, en el municipio de Ipojuca, Estado de Pernambuco y su objetivocorporativo es la construcción y operación de una refinería de petróleo, así como larefinación, procesamiento, comercialización, importación, exportación y transporte depetróleo y sus derivados, produtos relacionados y biocombustibles.El inicio de las operaciones está previsto para el segundo semestre de 2010, alcanzandocarga plena en 2011. La Refinaria Abreu e Lima demandará una inversión de US$4.050y tendrá capacidad para procesar 200 mil barriles de petróleo por día. Casi el 65% delvolumen procesado será de diesel, el derivado combustible de mayor consumo en Brasil.También se producirán gas de cocina (GLP), nafta petroquímica y coque (combustiblesólido con aplicación en siderúrgicas, fábricas de cemento, térmicas e industrias delaluminio).El proyecto de la refinería esta especialmente avanzado en lo que se refiere a tecnología.La unidad será la primera que procese el 100% de petróleo pesado de <strong>Petrobras</strong>.Además, tendrá capacidad para producir derivados de petroleo con bajo tenor de azufre.La Refinaria Abreu e Lima comenzará sus operaciones produciendo diesel con 50 ppm(partes por millón) de azufre y puede llegar a producir diesel con 10 ppm de azufre, elestándar europeo actual.19. Compromisos y Contingencias<strong>Petrobras</strong> está sujeta a un número de compromisos y contingencias que provienen del cursonormal de sus negocios. Además, las operaciones y utilidades de la Compañía han sido, ypueden ser en el futuro, afectadas en ocasiones en grados que varían por desarrollos políticosy leyes, así como debido a regulaciones, tales como el continuo papel del Gobierno Federalcomo accionista controlador de la Compañía, el status de la economía brasileña, la forzadaventa de activos, incrementos relacionados con los impuestos y reclamaciones fiscalesretroactivas, además de las regulaciones ambientales. No es posible estimar en este momentola probabilidad de esas contingencias y su efecto total sobre la Compañía.La Compañía actualmente tiene diversos contratos para la compra de petróleo crudo,combustible diesel y otros derivados del petróleo, que requieren que la Compañía compre unmínimo de aproximadamente 134.031 barriles por día a los precios actuales de mercado.F-95
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)<strong>Petrobras</strong> proporcionó garantías a ANP para el programa de exploración mínima definido enlos contractos de concesión referente a las áreas de exploración, totalizando US$2.513(US$2.984 en 2007). De este total, US$1.154 (US$1.302 en 2007) representan una garantíaen el petróleo a ser extraído de yacimientos previamente identificados ya en producción, paralas áreas en las cuales la Compañía ya había hecho descubiertas comerciales o inversiones.Para áreas cuyas concesiones se obtuvieron a través de licitación a partir de la ANP,<strong>Petrobras</strong> brindó garantías bancarias por un total de US$522 hasta el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>(US$506 en 2007).<strong>Petrobras</strong> firmó un contrato con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), parala compra de un total de 201.900 millones de m3 de gas natural durante el período devigencia del contrato, comprometiéndose a comprar volúmenes mínimos anuales al preciocalculado de acuerdo con una fórmula indexada al precio del petróleo combustible. Elcontrato estará en vigor hasta 2019 y se renovará hasta que el volumen total contratado hayasido consumido. El ducto alcanzó un rendimiento promedio de 29,3 millones de metroscúbicos por día durante <strong>2008</strong>.La Compañía tiene contratos exclusivos de suministro con ciertas estaciones de servicio.Estos contratos son generalmente por siete años y requieren que la Compañía venda elproducto a precios de mercado.(a) LitigiosLa Compañía es parte de numerosas acciones legales envolviendo asuntos civiles,impositivos, laborales, corporativos y ambientales, generados en el curso normal de losnegocios. Basados en la asesoría jurídica interna y el mejor juicio de su Administración,la Compañía ha registrado provisiones en valores suficientes para atender pérdidasconsideradas probables y estimables razonablemente. Al 31 de Diciembre de <strong>2008</strong> y2007, los respectivos montos provisionados por tipo de proceso se muestran acontinuación:F-96Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Reclamaciones laborales 50 58Reclamaciones impositivas 81 149Reclamaciones civiles 220 155Reclamaciones comerciales y otras contingencias 28 20Total 379 382Contingencias corrientes (23) (30)Contingencias no corrientes 356 352
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(a) Litigios (Continuación)Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007, de acuerdo con la ley brasileña, la Compañía hapagado US$798 y US$977, respectivamente, en depositarías federales para proporcionargarantía por estas y otras reclamaciones hasta que sean liquidadas. Estos montos sereflejan en el balance general como depósitos restringidos por procesos legales ygarantías.Brasoil y <strong>Petrobras</strong> participan en diversos contratos en relación a la conversión yadquisición de la Plataforma P-36 que sufrió pérdida total en un accidente en 2001. Deacuerdo con esos contratos, Brasoil y <strong>Petrobras</strong> se comprometieron a depositar cualquierreembolso de seguro por un valor de US$175, en caso de accidente, en favor de unAgente de Seguros para el pago de los acreedores, de acuerdo con los términoscontractuales. Un proceso legal iniciado por las compañías que reclaman parte de esospagos se encuentra actualmente en curso en un Tribunal de Londres, puesto que Brasoil y<strong>Petrobras</strong> entienden que tienen derecho a esos montos, de acuerdo con el mecanismo dedistribución determinado en el contrato.En la fase actual del litigio, Petromec, parte contractual envuelta, registró, el 29 deseptiembre de <strong>2008</strong> un pleito contra Brasoil y <strong>Petrobras</strong> por el monto de US$154 másintereses. La defensa de Brasoil y <strong>Petrobras</strong> debe presentarse en mayo de 2009. El juiciodel pleito de Petromec sucederá en 2010.Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda.El 23 de noviembre de 1992, Porto Seguro Imóveis Ltda., un accionista minoritario dePetroquisa, entabló una acción judicial contra <strong>Petrobras</strong> en un Tribunal del Estado de Ríode Janeiro por supuestas pérdidas sufridas, debido a la venta de la participaciónaccionaria minoritaria de Petroquisa en varias compañías petroquímicas, incluidas en elPrograma Nacional de Privatización (“Programa Nacional de Desestatização”), creadopor la Ley No. 8.031/90.En esta acción, el demandante solicita que <strong>Petrobras</strong>, como accionista mayoritaria dePetroquisa, sea obligada a resarcir los daños causados al patrimonio de Petroquisa, aconsecuencia de los actos corporativos que aprobaron el precio de venta mínimoatribuido a su participación accionaria en el capital de las compañías privatizadas. Ladecisión fue emitida el 14 de enero de 1997, considerando a <strong>Petrobras</strong> responsable pordaños causados a Petroquisa por un monto equivalente a US$3.406.Además a ese monto, <strong>Petrobras</strong> fue sentenciada a pagar, a favor del demandante, el 5%del monto relativo a la indemnización como una prima (véase artículo 246, párrafo 2 dela Ley No. 6.404/76), así como los honorarios de los abogados del 20% sobre esa suma.No obstante, como el monto debido tiene que ser pagado a Petroquisa y <strong>Petrobras</strong> poseeel 99,0% de su capital en acciones, el desembolso efectivo, en caso de que la decisión nosea rechazada, debe restringirse al 25% del monto total.F-97
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(a) Litigios (Continuación)Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda. (Continuación)Con relación a la decisión publicada el 5 de junio de 2006, la Compañía está ahoraesperando asignación de la agenda para reexaminar la cuestión relacionada al bloqueo dela Apelación Especial de <strong>Petrobras</strong>. Si el monto fijado no se revierte, la indemnizaciónestimada para Petroquisa, incluyendo corrección monetaria e interés, seria de US$5.854.Como <strong>Petrobras</strong> posee el 100% del capital accionario de Petroquisa, una porción de laindemnización estimada en US$3.863 no representará un desembolso por parte del Grupo<strong>Petrobras</strong>. En caso de pérdida, <strong>Petrobras</strong> tendría que pagar US$293 a Porto Seguro yUS$1.171 a Lobo & Ibeas a título de honorarios de abogados, no obstante, basada en laopinión de sus asesores jurídicos, la Compañía no espera obtener una decisióndesfavorable en este caso y considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.Autor: La Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro (FEPERJ)La Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro (FEPERJ) en nombre de susmiembros, ha entablado una acción de reclamación solicitando indemnización por underramamiento de petróleo en la Baía de de Guanabara, ocurrido el 18 de enero del 2000.En aquella época, <strong>Petrobras</strong> pagó indemnización extrajudicial a todas las personas quecomprobaron que eran pescadores cuando ocurrió el accidente. De acuerdo con losarchivos del registro nacional de pescadores, solamente 3.339 personas podrían solicitarindemnización.El 02 de febrero de 2007, se publicó una decisión aceptando parcialmente el informe depericia y, bajo el pretexto de cuantificar el valor de la sentencia, se determinó que losparámetros para el cálculo correspondiente, basado en los criterios, resultaría en unmonto de US$472. <strong>Petrobras</strong> presentó apelación contra esta decisión ante el Tribunal deApelación de Río de Janeiro, porque los parámetros establecidos en la decisión ya habíansido especificados por el mismo tribunal. El recurso fue aceptado. El 29 de junio de 2007,se publicó la decisión de la Primera Cámara Civil del Tribunal de Apelación del Estadode Río de Janeiro, negando aceptación del recurso de <strong>Petrobras</strong> y aceptando el recurso dela FEPERJ, lo que representa un significativo aumento en el valor de la condenación,puesto que, además de haber mantenido el período de indemnización en 10 años,aumentó la cantidad de pescadores beneficiarios. La Compañía interpuso recursosespeciales de apelación contra la decisión y se encuentra aguardando una audiencia conla Corte Superior de Justicia (STJ). De acuerdo con los peritos de la Compañía, el valorregistrado de US$15 representa la indemnización a ser establecida por el tribunal al finaldel proceso. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de laCompañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.F-98
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(a) Litigios (Continuación)Autor: Compañías de DistribuciónLa Compañía fue procesada por ciertas pequeñas compañías de distribución de petróleoque alegaban que la Compañía no traspasa a los gobiernos de los estados el impuesto alvalor agregado doméstico sobre las ventas y servicios (ICMS), retenido por la Compañíade acuerdo con la legislación, al momento de la venta de combustible. Estas accionesjudiciales se presentaron en los estados de Goiás, Tocantins, Bahia, Pará, Maranhão y enel Distrito Federal.Del monto total relativo a acciones legales de aproximadamente US$312 hasta el 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, aproximadamente US$34 (US$45 en 2007) habían sido retirados delas cuentas de la Compañía como consecuencia de decisiones judiciales de adelanto decompensación, que fueron anuladas debido a una apelación presentada por la Compañía.La Compañía, con el apoyo de las autoridades del estado y federales, ha impedido conéxito la ejecución de otros retiros, y realiza todos los esfuerzos posibles para obtener elreembolso de las sumas que fueron anticipadamente retiradas de sus cuentas.Autor: IBAMA (Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los RecursosRenovables)Incumplimiento de la cláusula de Término de Acuerdo y Compromiso - TAC en relacióna la Cuenca de Campos de 08/11/04 por continuidad de perforación sin aprobaciónprevia. Decisión en primera instancia administrativa, condenando a <strong>Petrobras</strong> al pago porla falta de cumplimento del TAC. La Compañía interpuso recurso administrativo queaguarda juicio. La exposición máxima para <strong>Petrobras</strong>, actualizada monetariamente al 31de diciembre de <strong>2008</strong>, es de US$56. Basada en la opinión de sus asesores juridicos, laCompañía ha evaluado que hay un posible riesgo de pérdida.(b) Notificación del INSS – responsabilidad conjuntaLa Compañía recibió varias actas de infracción fiscales con relación a los montos deseguridad social a pagar debido a irregularidades en la presentación de la documentaciónrequerida por el INSS, para eliminar su responsabilidad conjunta al contratar servicios deconstrucción civil y otros, estipulados en los párrafos 5 y 6 del artículo 219 y los párrafos2 y 3 del artículo 220 del Decreto No. 3.048/99.Para asegurar la presentación de apelaciones y/o la obtención del Certificado de Ausenciade Débitos por parte del INSS, US$49 de los montos desembolsados por la Compañía seregistraron como depósitos restringidos por procesos legales y garantías y puedenrecuperarse en las respectivas acciones en curso, relacionadas a 331 notificaciones queascienden a US$155. El departamento jurídico de <strong>Petrobras</strong> cree en una posible derrotaen relación a estos lanzamientos fiscales y considera posible el riesgo de un fucturodesembolso en el.F-99
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(c) Actas de infracciónAutor: Dirección General Impositiva de Río de Janeiro - Impuesto sobre laRenta Retenido en la Fuente relacionado a fletamento de buquesLa Dirección General Impositiva de Río de Janeiro labró dos Actas de Infracción encontra de la Compañía en relación a impuesto sobre la renta retenido en la fuente (IRRF)sobre remesas de pagos al exterior con relación al fletamento de buques de plataformamóvil entre el año 1998 y el año 2002.La Dirección General Impositiva, con base en la Ley No. 9.537/97, Artículo 2, consideraque las plataformas de perforación y producción no pueden clasificarse como buquesmarítimos y por lo tanto no deben fletarse, sino arrendarse. Con base en esainterpretación, las remesas extranjeras para cumplimiento de acuerdos de fletamentoestarían sujetas a una retención de impuestos en la fuente a un índice del 15% o 25%.<strong>Petrobras</strong> se ha defendido contra esas actas de infracción. Se interpusieron recursosadministrativos ante el Tribunal Superior de Apelaciones para Asuntos Fiscales, últimonivel administrativo, que todavía esperan una decisión. La máxima exposición para<strong>Petrobras</strong>, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es de US$1.871.Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgode pérdida.Autor: Autoridades financieras del Estado de Río de Janeiro - II e IPI enrelación al hundimiento de la Plataforma P-36Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta deinfracción de impuestos contra la Compañía en relación a II (Impuesto de Importación) eIPI (Impuesto sobre Productos Manufacturados) en relación al hundimiento de laPlataforma P-36. El tribunal emitió sentencia contra <strong>Petrobras</strong>. Se interpuso recurso deapelación que está pendiente de juicio. <strong>Petrobras</strong> presentó un mandato específico yobtuvo un requerimiento judicial que bloqueó el pago de impuestos hasta que lasinvestigaciones que determinan las razones que causaron el hundimiento de la plataformase hayan concluido. Se encuentra pendiente la apelación presentada por el GobiernoFederal / Secretaría de Hacienda Nacional. Con la decisión del tribunal marítimo, laCompañía presentó una acción de Anulación de Deuda Impositiva y obtuvo liminarsuspendiendo la recaudación de impuestos. La exposición máxima para <strong>Petrobras</strong>incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es US$104 de II y US$47de IPI. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera remoto elriesgo de pérdida relativo a esta acción.F-100
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(c) Actas de infracción (Continuación)Autor: Autoridades financieras del Estado de Río de Janeiro - ICMS enrelación al hundimiento de la Plataforma P-36Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta deinfracción de impuestos contra la Compañía de ICMS en relación al hundimiento de laPlataforma P-36. Decisión en la primera instancia favorable a <strong>Petrobras</strong>. Interpuesorecurso de apelación por el Estado de Río de Janeiro y por la propia <strong>Petrobras</strong>, enrelación al valor de los honorarios. Por mayoría, se aceptó el Recurso del Estado de Ríode Janeiro y se rechazó el recurso presentado por la Compañía. Aguarda publicación dela sentencia. La máxima exposición para <strong>Petrobras</strong>, incluyendo corrección monetaria, al31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es de US$331. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos,la Compañía considera posible el riesgo de pérdida.Autor: Autoridades financieras del Estado de Río de Janeiro - II e IPI enrelación a los equipos de TermorioLas autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta deinfracción de impuestos contra la Compañía en relación a II (Impuesto de Importación)e IPI (Impuesto sobre Productos Manufacturados) cuestionando la clasificación fiscalcomo Otros Grupos Electrógenos en la importación de conjunto de equipospertenecientes a la usina termoeléctrica Termorio S.A.El 15 de agosto de 2006, la sociedad registró, en la Inspección de Hacienda Federal deRío de Janeiro, impugnación a este Auto de Infracción al considerar que lasclasificaciones fiscales efectuadas estaban amparadas por laudo técnico de instituto deconocimiento notorio. En su sesión del 11 de octubre de 2007, la Primera Instancia deJuicio consideró improcedente el lanzamiento del Auto de Infracción, vencido unjuzgador que votó por la procedencia parcial. La Inspección de Hacienda Federalinterpuso recurso de oficio al consejo de contribuyentes, pero tal solicitud aún no ha sidojuzgada. La exposición máxima de <strong>Petrobras</strong>, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, incluyendocorrección monetaria, es de US$277. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, laCompañía considera posible el riesgo de pérdida.F-101
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(c) Actas de infracción (Continuación)Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en elDominio Económico- CIDELa Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra laCompañía debido a la falta de recaudación en el período de marzo de 2002 a octubre de2003 de la Contribución de Intervención en el Dominio Económico - CIDE - el impuestopor transacciones a ser pagado al gobierno brasileño, por productores, mezcladores eimportadores sobre las ventas y compras de determinados productos derivados depetróleo y combustibles a un valor determinado para los diferentes productos con base enla unidad de medidas típicamente utilizada para tales productos, en obediencia a losmandatos judiciales obtenidos por Distribuidores y Puestos de Combustibles,inmunizándolos de la respectiva incidencia. En la primera instancia se juzgó procedenteel lanzamiento. Petrobrás interpuso Recurso Voluntario. La máxima exposición para<strong>Petrobras</strong>, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es deUS$474. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posibleel riesgo de pérdida relativo a esta acción.Autor: Secretaría de Hacienda FederalLa Secretaria de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra laCompañía en relación al Impuesto de Renta Retenido en la Fuente - IRRF sobre remesaspara pago de importación de petróleo. En la primera instancia se juzgó procedente ellanzamiento. Un recurso de oficio fue presentado por la Secretaria de Hacienda Federal alConsejo de Contribuyentes, que fue aceptado. <strong>Petrobras</strong> aguarda notificación parainterponer un recurso voluntario. La máxima exposición para <strong>Petrobras</strong>, incluyéndose lacorrección monetaria al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es de US$308. Basada en la opinión desus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a estaacción.Autor: Secretaría de Hacienda del Estado de Río de JaneiroLas autoridades fiscal-financieras del Estado de Rio de Janeiro abrieron un acta deinfracción de impuestos contra la Compañía en relación al pago atrasado en 2003 de lamulta sobre el pago del impuesto sobre la renta y contribución social corporativa sobrelas utilidades netas, realizado por admisión voluntaria. En la primera instancia se juzgóprocedente el lanzamiento. Petrobrás interpuso Recurso Voluntario. La máximaexposición para <strong>Petrobras</strong>, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de<strong>2008</strong>, es de US$103. La Compañía cree que es probable que su posición, con baseméritos tecnicos, sea mantenida.F-102
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(c) Actas de Infracción (Continuación)Autor: Secretaría de Hacienda Estadual de AlagoasLas autoridades impositivas de Alagoas abrieron un acta de infracción de impuestoscontra la Compañía en relación a la supuesta emisión de boletas fiscales de transferenciade gas natural no industrializado (denominado por la Secretaría de Hacienda Estadual deAlagoas de “gas rico”) para el Estado de Sergipe con precios inferiores a los precios demercado entre 2000 y 2004. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento.<strong>Petrobras</strong> interpuso Recurso Voluntario y esta aguardando juicio. La máxima exposiciónpara <strong>Petrobras</strong> incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es deUS$47. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible elriesgo de pérdida relativo a esta acción.Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en elDominio Económico- CIDELa Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra laCompañía en relación con el fallo por parte de <strong>Petrobras</strong> de retener CIDE (Contribuciónde Intervención en el Dominio Económico) en relación a importaciones de naftarevendidas a Braskem. En la primera instancia, por decisión mayoritaria, se juzgóprocedente el lanzamiento. <strong>Petrobras</strong> interpuso Recurso Voluntario y esta aguardandojuicio. La máxima exposición para <strong>Petrobras</strong>, incluyéndose la corrección monetaria al 31de diciembre de <strong>2008</strong>, es de US$608. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, laCompañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en elDominio Económico- CIDELa Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra laCompañía en relación con el fallo por parte de <strong>Petrobras</strong> de retener CIDE (Contribuciónde Intervención en el Dominio Económico) en relación a importaciones de propano ybutano. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. <strong>Petrobras</strong> interpusoRecurso Voluntario y esta aguardando juicio. La máxima exposición para <strong>Petrobras</strong>,incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es de US$78. Basadaen la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo depérdida relativo a esta acción.F-103
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(c) Actas de Infracción (Continuación)Autor: Agência Nacional de Petróleo -Campo de MarlimANP - Participación especial en elLa participación gubernamental fue establecida por la Ley Brasileña de Petróleo No.9.478/97 y se recauda como medida de compensación para las actividades productoras depetróleo, que inciden sobre alto volumen de producción de nuestros campos.El método utilizado por <strong>Petrobras</strong> para calcular la participación especial debida para elCampo de Marlim se basa en la interpretación jurídicamente legítima del DecretoAdministrativo 10 del 14 de enero de 1999, aprobado por la propia Agencia Nacional dePetróleo (ANP).El 16 de agosto de 2006, el Directorio Colegiado de ANP aprobó el informe sobre lacertificación del pago de la participación especial en el Campo de Marlim que determinóla metodología a ser aplicada en relación a la participación especial en Marlim y tambiéndeterminó que <strong>Petrobras</strong> realizara un pago adicional por el monto de US$195 (R$400millones), en relación a pagos a menor realizado por <strong>Petrobras</strong> como resultado de lautilización del método de cálculo determinado inicialmente por ANP.<strong>Petrobras</strong> aceptó la determinación de ANP siempre y cuando la nueva metodología nofuera aplicada retroactivamente, asegurando así el cumplimiento de los principiosconstitucionales, como seguridad legal y legal perfección y pagó el monto adicionalcobrado de acuerdo con la decisión final del más alto nivel de decisión de ANP, suDirectorio Colegiado.El 18 de julio de 2007, <strong>Petrobras</strong> recibió notificación de una nueva Resolución delDirectorio de la ANP estableciendo el pago de nuevos valores considerados debidos,retroactivamente a 1998, anulando la anterior Resolución del Directorio del 16 de agostode 2006.<strong>Petrobras</strong> interpuso una petición de mandato judicial y obtuvo una medida cautelar parasuspender el cobro de las diferencias en relación a la Participación Especial mencionadaen la Resolución de ANP No. 400/2007, hasta que los procedimentos legales, queactualmente se tramita en los Tribunales Federales de Río de Janeiro, sean concluidos.F-104
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(c) Actas de Infracción (Continuación)Autor: Agência Nacional de Petróleo -Campo de Marlim (Continuación)ANP - Participación especial en elEl cobro administrativo, que se había suspendido debido a un mandato judicial concedidoen un recurso de apelación, volvió a entrar en vigor debido al rechazo del recursointerpuesto por <strong>Petrobras</strong>. La Compañía interpuso una apelación en el Tribunal Civil deApelaciones y también solicitó un plazo temporal, siendo que ambos están esperando unaaudiencia del Tribunal.La cuestión se decidirá judicialmente. La exposición máxima para <strong>Petrobras</strong>, incluyendocorrección monetaria, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es US$1.366. Basada en la opinión desus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a estaacción.(d) Temas medioambientalesLa Compañía está sujeta a varias leyes y regulaciones medioambientales. Dichas leyesregulan el lanzamiento de petróleo, gas u otros materiales en el medioambiente y puedenrequerir que la Compañía revierta o disminuya los efectos medioambientales surgidos deldesecho o lanzamiento de estos materiales en diversos locales.La Administración de la Compañía considera que cualquier gastos habidos para corregiro remediar posibles impactos ambientales no deben causar un efecto significativo sobrelas operaciones o flujos de efectivo.PEGASO - (Programa de Excelencia en Gestión Ambiental y SeguridadOperativa)Durante el año 2000, la Compañía implementó un programa de excelenciamedioambiental y seguridad operativa - PEGASO - (Programa de Excelencia en GestiónAmbiental y Seguridad Operativa). Desde 2000 hasta el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, laCompañía realizó gastos por aproximadamente US$5.003 en relación al programa.Durante los años finalizados el 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007, la Compañía incurrió engastos por aproximadamente US$355 y US$567, respectivamente. La Compañía cree quefuturos desembolsos relacionados con actividades de recuperación del medio ambientedebido a accidentes, si los hubiera, no serán significativos.F-105
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(d) Temas medioambientales (Continuación)Derrame de petróleo de la refinería Presidente Getúlio VargasEl 16 de julio de 2000, hubo un derrame de petróleo en la refinería Presidente GetúlioVargas, que resultó en el derramamiento de petróleo crudo en los alrededores. LosFiscales Federales y del Estado de Paraná iniciaron una acción civil en contra de laCompañía reclamando US$1.176 por los daños habidos, que ya fue rebatido por laCompañía. Además, hay otros dos procesos en curso, uno iniciado por el InstitutoAmbiental de Paraná y otro por una asociación civil llamada AMAR, que ya fueronrebatidas por la Compañía. Se está esperando el comienzo de la investigación pericialpara cuantificar el monto. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para<strong>Petrobras</strong>, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es de US$47. El tribunal determinó que lasacciones presentadas por AMAR y por los fiscales federal y del estado se juzguen comouna sola. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de laCompañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.Ruptura del ducto Araucária-ParanaguáEl 16 de febrero de 2001, el ducto Araucária-Paranaguá de la Compañía se rompió yderramó petróleo combustible en los ríos Sagrado, Meio, Neves y Nhundiaquara situadosen el estado de Paraná. Como resultado del accidente, la Compañía recibió multa poraproximadamente US$80 impuesta por el Instituto Ambiental de Paraná, objeto derechazo por la Compañía a través de proceso administrativo, pero la apelación fuerechazada. El tribunal determinó que las acciones presentadas por AMAR y por losfiscales federal y del estado se juzguen como una sola. La exposición máxima,incluyendo corrección monetaria para <strong>Petrobras</strong>, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es deUS$48. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañíaconsidera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.Derrame de petróleo debido al hundimiento de la Plataforma P-36El 15 de marzo de 2001, hubo un derrame debido a un accidente con la plataforma P-36,originando pérdidas de combustible diesel y petróleo crudo. En publicación del día 23 demayo de 2007, se juzgó procedente, en parte, el pedido, y condenó a <strong>Petrobras</strong> al pagodel monto de US$56 (R$100 millones), a título de indemnización por los daños causadosal medioambiente, a ser corregido monetariamente y con intereses de mora del 1% almes contados a partir de la fecha en que se realizó el daño. Petrobrás presentó unamoción para clarificación que se encuentra pendiente de juicio. La exposición máxima,incluyendo corrección monetaria para <strong>Petrobras</strong>, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, es deUS$91. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañíaconsidera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.F-106
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)19. Compromisos y Contingencias (Continuación)(e) Pagos mínimos por arrendamiento operativoLa Compañía está comprometida en hacer los siguientes pagos mínimos respecto aarrendamientos operativos al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>:2010 4.2712011 3.7052012 3.4602013 2.7942014 1.6542015 en adelante 3.012Compromisos de pago mínimo de arrendamiento operativo 18.896La Compañía pagó US$2.983, US$2.683 y US$2.016, respecto a gastos por alquilerinvolucrando arrendamientos operativos al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006,respectivamente.20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de RiesgoLa Compañía está expuesta a varios riesgos de mercado surgidos durante el curso normal desus negocios. Estos riesgos de mercado involucran principalmente la posibilidad de quecambios en las tasas de interés, las tasas de cambio de moneda extranjera o en los precios decommodities afecten negativamente los valores de los activos y pasivos financieros de laCompañía o sus futuros flujos de efectivo y utilidades. La Compañía mantiene una políticageneral de gestión de riesgo bajo la dirección de sus ejecutivos.En 2004, el Comité Ejecutivo de <strong>Petrobras</strong> instituyó el Comité de Gestión de Riesgosformado por gerentes ejecutivos de todas sus áreas de negocio y de diversas áreascorporativas. Este comité, además de tener como objetivo asegurar la gestión integrada de lasexposiciones al riesgo y de formalizar las principales directrices de actuación de laCompañía, tiene el objetivo de concentrar las informaciones y discutir sobre las acciones degestión del riesgo, facilitando la comunicación con el Directorio y el Consejo deAdministración en aspectos relacionados con las mejores prácticas de gobierno corporativo.La política de gestión de riesgos del Sistema <strong>Petrobras</strong> busca contribuir para un equilibrioadecuado entre sus objetivos de crecimiento y retorno y su nivel de exposición al riesgo, yfue sea inherente al propio ejercicio de sus actividades o consecuencia del contexto en el queopera, de modo que, por medio de la asignación efectiva de sus recursos físicos, financierosy humanos la Compañía pueda cumplir sus metas estratégicas.F-107
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo(Continuación)La Compañía puede utilizar instrumentos derivados y no derivados al implantar su estrategiageneral de gestión de riesgo. Sin embargo, al utilizar instrumentos derivados, la Compañíaestá expuesta al riesgo de crédito y de mercado. El riesgo de crédito consiste en que lacontraparte no se desempeñe según los términos del contrato de derivados. El riesgo demercado es el posible efecto adverso sobre el valor de un activo o pasivo, incluyendoinstrumentos financieros que resultan de los cambios de las tasas de interés, tasas de cambiode moneda o precios de commodities. La Compañía se previene contra el riesgo de créditorestringiendo las contrapartes de dichos instrumentos financieros derivados a las principalesinstituciones financieras. El riesgo de mercado es administrado por los ejecutivos de laCompañía. La Compañía no mantiene o emite instrumentos financieros a efectos denegociación.(a) Gestión de riesgo del precio de commoditiesLa Compañía está expuesta a riesgos de precio de commodities a raíz de la flotación delos precios del petróleo crudo y sus derivados. Las actividades de gestión de riesgo decommodites de la Compañia se realizan principalmente por medio de las utilizaciones delos contratos de futuros cotizados en bolsas de valores; y opciones y swaps contratadoscon sólidas instituciones financieras. La Compañía no usa los contratos de derivados parafines especulativos.La Compañía no suele usar derivativos para administrar la exposición general al riesgode precio de las commodities, llevando en consideración que el plan de negocios de laCompañía utiliza previsiones de precios conservadoras juntamente con el hecho de que,en condiciones normales de mercado, las fluctuaciones de precios de las commodities norepresentan un riesgo significativo para alcanzar los objetivos estratégicos.La decisión de realizar un hedge estratégico utilizando derivados se revisaperiódicamente y se recomienda, o no, al Comité de Gestión de Riesgo. Caso se indiquela protección de hedge, en escenarios con probabilidad significativa de eventos adversos,y con la aprobación del Consejo de Administración, las transacciones con derivados sedeben realizar con el objetivo de proteger la solvencia, liquidez y realización del plan deinversiones de la Compañía, considerando un análisis integrado de todas las exposicionesal riesgo de la Compañía.Contrato de derivados pendientes fueron realizados para disminuir las exposiciones ariesgo de precios de transacciones específicas, en las cuales los resultados positivos onegativos de las transacciones con derivados son total o parcialmente compensadas por elresultado opuesto en las posiciones físicas. Las transacciones cubiertas por derivados decommodities son: ciertas cargas comercializadas de operaciones de importación yexportación y transacciones entre diferentes mercados geográficos.Como resultado del gestión actual de riesgo de precios de la Compañía, los derivados secontratan como operaciones a corto plazo, para acompañar los cronogramascorrespondientes a la exposición de riesgo. Las operaciones se realizan en la Bolsa deValores de Nueva York (NYMEX) y en la Bolsa de Valores Intercontinental (ICE), asícomo en el mercado extra-bursátil internacional.F-108
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)(a) Gestión de riesgo del precio de commodities (Continuación)La exposición de la Compañía derivada de estos contratos se limita a la diferencia entreel valor del contrato y el valor de mercado de los volúmenes contratados. Los contratosde futuro de petróleo crudo son marcados a mercado y las utilidades y pérdidasrelacionadas se reconocen en las utilidades del período actual, independientemente decuando ocurra la venta física de crudo. En los ejercicios terminados el 31 de diciembrede <strong>2008</strong>, 2007 y 2006, la Compañía realizó transacciones non-hedge de derivados decommodities por el 66,64%, el 56,59% y el 26,42%, respectivamente, de sus volúmenescomerciales totales de importación y exportación.Los principales parámetros utilizados en la gestión de riesgo para variaciones de preciosde petróleo y derivados de <strong>Petrobras</strong> son, para las evaluaciones de mediano plazo, el flujode efectivo en riesgo (CFAR) y para las evaluaciones de corto plazo, el Valor en Riesgo(“Value at Risk”-VAR) y “Stop Loss”. Se definen límites corporativos para losparámetros VAR y “Stop Loss”.Las principales contrapartes de operaciones para instrumentos derivados de petróleo yproductos derivados son la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX), IntercontinentalExchange y JP Morgan.Los contratos de derivados de commodities se reflejan por su valor justo como activos opasivos en los balances generales consolidados de la Compañía, reconociendo gananciaso pérdidas en utilidades utilizando remarcación al mercado en el período de cambio.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la Compañía tenía los siguientes contratos derivados decommodities pendientes, que fueron colocados como:Contratos de commoditiesVencimiento en 2009Cantidad nocional en miles de de bbl*Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Contratos de futuros y a término 5.647 7.329Contratos de opciones - 8.090* Un valor nocional negativo representa una posición vendida** Los valores justos negativos se registraron como pasivo y los valores justos positivos como activos. Losmontos de 2007 se presentan solamente a efectos comparativos.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la cartera de operaciones comerciales realizadas en elexterior, los derivados associados a su protección por medio de instrumentos derivadosde petróleo y productos derivados, presentaba una pérdida máxima estimada por día(VAR - ”Value at Risk”), calculada a un nivel de confianza del 95%, deaproximadamente US$12 .F-109
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)(b) Gestión de riesgo de moneda extranjeraEl riesgo cambiario es uno de los riesgos financieros a que está expuesta la Compañía,siendo originado en movimientos en los niveles o en la volatilidad de la tasa de cambio.En lo que se refiere a la gestión de estos riesgos, la Compañía busca identificarlos ytratarlos de forma integrada, buscando asegurar la asignación eficiente de los recursosdestinados al derivado.Aprovechando su actuación integrada en el segmento de energía, la empresa busca, enprimer lugar, identificar o crear protecciones naturales “mitigación natural de riesgo”, esdecir, beneficiarse de las correlaciones entre sus ingresos y gastos. En el caso específicode la variación cambiaria inherente a los contratos en donde el costo y la remuneraciónenvuelven monedas distintas, esta mitigación natural del riesgo se realiza por medio de laasignación de las inversiones de efectivo entre real, dólar u otra moneda.La gestión de riesgos se realiza para la exposición neta. Se elaboran análisis periódicosdel riesgo cambiario subsidiando las decisiones del Directorio Ejecutivo. La estrategia degestión de riesgos cambiarios envuelve el uso de instrumentos derivados para minimizarla exposición cambiaria de ciertas obligaciones de la Compañía.La Compañía realizó un contrato extra bursátil, no denominado como hedge cambiario,para cobertura de los márgenes comerciales inherentes a las exportaciones (segmentoaviación) para los clientes extranjeros. El objetivo de la operación, contratadaconcomitantemente con la definición del costo de los productos exportados, es mantenerconstantes los márgenes comerciales acordados con los clientes extranjeros. La políticainterna limita el volumen de contratos derivados al volumen de los productos exportados.El contrato extra-bursátil se refleja a valor justo tanto como activos o pasivos en losbalances generales consolidados de la Compañía reconociendo ganancias o pérdidas enlas utilidades utilizando remarcación a mercado en el período de cambio.F-110
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)(b) Gestión de riesgo de moneda extranjera (Continuación)Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la Compañía tenía los siguientes contratos de derivados demoneda extranjera, no designados como hedge cambiario, que fueron realizados de lasiguiente forma:Moneda ExtranjeraVencimiento en 2009 % Valor nocionalA términoVende en USD / Paga en BRL 117Tasa de cambio promedio contractual 1,8117Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, el contrato de derivado a término presentaba una pérdidamáxima estimada por día (VAR – Valor en Riesgo), calculada a un nivel de confiabilidaddel 95%, de aproximadamente US$2.Hedge de Flujo de EfectivoEn septiembre de 2006, la Compañía contrató una operación de “hedge” denominada“cross currency swap” para cobertura de los títulos emitidos en yenes de manera en fijaren dólares los costos de la Compañía en esta operación. En el “cross currency swap” serealiza un cambio de tasas de interés en diferentes monedas. La tasa de cambio del yenpara el dólar estadounidense se fija en el comienzo de la transacción y permanece fijadurante su existencia. La Compañía no tiene intención de liquidar tales contratos antesdel plazo de vencimiento.La compañía ha decidido denominar su cross currency swap como hedges de flujo deefectivo. Tanto en la creación de un hedge como en bases constantes, se espera que unhedge de flujo de efectivo sea altamente eficiente en conseguir contrarrestar los flujos deefectivo atribuibles al riesgo del hedge durante el plazo del mismo. Los instrumentosderivados denominados como hedges de flujo de efectivo se reflejan tanto en los activoscomo en los pasivos de los balances generales consolidados de la Compañía. El cambioen el valor justo, hasta el punto en que el hedge sea efectivo, se registra en otrasutilidades integrales acumuladas hasta que se realice la transacción prevista.Se realizan trimestralmente tests de efectividad que permiten medir cómo las alteracionesde valor justo o del flujo de efectivo de los ítems protegidos por hedge son absorbidaspor los mecanismos del hedge. El cálculo de efectividad indicó que el cross currencyswap es altamente efectivo en compensar a la variación del flujo de efectivo de los títulosemitidos en yenes.F-111
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)(b) Gestión de riesgo de moneda extranjera (Continuación)Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la Compañía tenía el siguiente cross currency swap,realizado de la forma siguiente:Cross Currency SwapsVencimiento en 2016 % Valor Nocional (MM JPY)Fijo para fijo 35.000Tasa Promedio de Pago (USD) 5,69Tasa Promedio de Cobro (JPY) 2,1535.000Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, el cross currency swap presentaba una pérdida máximaestimada por día (VAR – Valor en Riesgo), calculada a un nivel de confiabilidad del95%, de aproximadamente US$26.(c) Gestión de riesgo de las tasas de interésEl riesgo de tasa de interés a que la Compañía está expuesta surge de su deuda de largoplazo y, en menor medida, de corto plazo. La deuda a tasas de cambio fluctuantes demoneda extranjera está sujeta principalmente a fluctaciones de la tasa LIBOR, y la deudaa tasas fluctuantes denominada en Reales está sujeta principalmente a fluctuaciones de latasa de interés de largo plazo (TJLP) divulgada por el Consejo Monetario Nacional enBrasil. La Compañía actualmente no utiliza instrumentos financieros derivados paramonitorear su exposición a las fluctuaciones de las tasas de interés.F-112
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)(d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivadosEl efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para elejercicio concluido el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>.En millones de dólares Derivados de Activos Derivados de PasivosAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong> <strong>2008</strong>Derivados denominadoscomo instrumentos de hedgede acuerdo con SFAS 133Contratos de cambio enmoneda extranjeraLocalización en elBalance GeneralValorjustoOtros activoscorrientes 47Localización en elBalance GeneralValorjustoTotal 47 -Derivados no denominadoscomo instrumentos de hedgede acuerdo con SFAS 133Contratos de cambio enmoneda extranjeraOtros activoscorrientesOtras cuentas a pagary provisiones 2Otras cuentas a pagary provisiones 7Contratos de commodity Otros activosOtros activosContratos de commodity corrientes 69Total 69 9Total de Derivados 116 9F-113
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)(d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados(Continuación)El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para elejercicio concluido el 31 de diciembre de 2007.En millones de dólares Derivados de Activos Derivados de PasivosAl 31 de diciembre de 2007 2007Derivados denominados comoinstrumentos de hedge deacuerdo con SFAS 133Contratos de cambio enmoneda extranjeraLocalización en elBalance GeneralValorjustoLocalización en elBalance GeneralValorjustoOtros activoscorrientes 3 -Total 3 -Derivados no denominadoscomo instrumentos de hedgede acuerdo con SFAS 133Contratos de cambio enmoneda extranjeraOtros activoscorrientes 2Contratos de commodity Otros activos 4Otros activosContratos de commodity corrientes 9Otras cuentas apagar y provisiones 46Total 15 46Total de Derivados 18 46F-114
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)(d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados(Continuación)El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para elejercicio concluido el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>.Monto deGanancia o(Pérdida)reconocido en OCIsobre derivados(Parte efectiva)Derivados en SFAS133 – Relación deHedge de Flujo deEfectivo <strong>2008</strong>Localización deGanancia o(Pérdida)Monto de Gananciao (Pérdida)reclasificada deOCI Acumuladopara utilidades(parte efectiva)Monto de Ganancia o(Pérdida) reconocido enlos ingresos de derivados(Parte no efectiva ymonto excluido del testde efectividad)reclasificada deOCI Acumuladopara utilidades(parte efectiva) <strong>2008</strong> <strong>2008</strong>Contratos de cambiode moneda extranjera (20) Gastos Financieros (10)(20) (10) -El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para elejercicio concluido el 31 de diciembre de 2007.Monto deGanancia o(Pérdida)reconocido en OCIsobre derivados(Parte efectiva)Derivados en SFAS133 – Relación deHedge de Flujo deEfectivo 2007Monto deLocalización deGanancia o (Pérdida)Ganancia o(Pérdida)reclasificada deOCI Acumuladopara utilidades(parte efectiva)Monto de Ganancia o(Pérdida) reconocido enlos ingresos de derivados(Parte no efectiva ymonto excluido del testde efectividad)reclasificada de OCIAcumulado parautilidades (parteefectiva) 2007 2007Contratos de cambiode moneda extranjera 3 Gastos Financieros (10)3 (10) -F-115
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)(d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados(Continuación)Derivados no denominadoscomo instrumentos de hedgede acuerdo con SFAS 133Monto de la Gananciao (Pérdida) reconocidaen Ingresos enDerivadosLocalización de Ganancia o(Pérdida) reconocida en Ingresosen Derivados <strong>2008</strong>Contratos de cambio Ingresos/gastos financieros netos (32)Contratos de commodities Ingresos/gastos financieros netos 243Total 211Derivados no denominadoscomo instrumentos de hedgede acuerdo con SFAS 133Monto de la Gananciao (Pérdida) reconocidaen Ingresos enDerivadosLocalización de Ganancia o(Pérdida) reconocida en Ingresosen Derivados 2007Contratos de cambio Ingresos/gastos financieros netos 14Contratos de commodities Ingresos/gastos financieros netos (162)Total (148)F-116
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)21. Instrumentos FinancierosEn el curso normal de sus actividades de negocio, la Compañía adquiere diversos tipos deinstrumentos financieros.(a) Concentraciones de riesgo de créditoPorciones sustanciales de los activos de la Compañía, incluyendo instrumentosfinancieros, están ubicadas en Brasil mientras que sustancialmente todos los ingresos dela Compañía y su utilidad neta son generados en ese país. Los instrumentos financierosde la Compañía expuestos a concentraciones de riesgo de crédito consistenprincipalmente en sus efectivo y equivalentes de efectivo, la Cuenta de Petróleo yAlcohol, las cuentas a cobrar y contratos futuros.La Compañía toma varias medidas para reducir su riesgo de crédito a niveles aceptables.Todos los efectivos y equivalentes de efectivo en Brasil son mantenidos con los grandesbancos. Los depósitos a plazos en dólares estadounidenses se hacen con institucionesfinancieramente fidedignas estables en EE.UU. Además, todos los títulos disponibles a laventa y contratos derivados de la Compañía son cotizados en bolsa o mantenidos coninstituciones financieras financieramente fidedignas estables. La Compañía acompaña suriesgo de crédito asociado con las cuentas a cobrar de clientes mediante la evaluaciónrutinaria de la calificación de crédito de sus clientes. Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y al31 de diciembre de 2007, las cuentas a cobrar de clientes eran mantenidas principalmentecon grandes distribuidores.(b) Valor justoLos valores justos surgen de los precios cotizados en el mercado, cuando estándisponibles, o, en su defecto, del valor presente del flujo de efectivo esperado. Losvalores justos reflejan el efectivo que habría sido tanto recibido o pagado si losinstrumentos hubieran sido liquidados al cierre del ejercicio a través de una operacióncomercial rigorosa entre las partes involucradas. Los valores justos de efectivo yequivalentes de efectivo, cuentas a cobrar de cliente, la Cuenta de Petróleo y Alcohol,deuda a corto plazo y cuentas a pagar a proveedores se aproximan a sus valorescontables.Los valores justos de otras cuentas a cobrar y a pagar de largo plazo no sonsignificativamente distintos de sus valores contables.La deuda de la Compañía, incluso las obligaciones de financiación de proyectos, surgidade la consolidación de FIN 46(R), fue de US$21.046 al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, yUS$16.734 al 31 de diciembre de 2007, y tenía valores justos estimados de US$20.032 yUS$17.845, respectivamente.F-117
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)21. Instrumentos financieros (Continuación)(b) Valor justo (Continuación)La jerarquía del valor justo para los activos y pasivos financieros de la compañíaregistrados a su valor justo en bases recurrentes al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> era de:F-118Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 TotalActivosTítulos disponibles paracomercialización 1.665 - - 1.665Derivados de cambio de monedaextranjera (Nota 20) - 47 - 47Derivados de commodities (Nota 20) 69 - - 69Otras inversiones 76 - - 76Total activos 1.810 47 - 1.857PasivosDerivados de commodities (Nota 20) 7 2 - 9Total pasivos 7 2 - 922. Informaciones por SegmentoLas informaciones sobre los segmentos presentadas a continuación fueron preparadas segúnel SFAS No. 131 - Informaciones sobre Segmentos de una Compañía y CorrespondientesDatos (“SFAS 131”). La Compañía lleva a cabo operaciones en los siguientes segmentos:· Exploración y Producción - Este segmento incluye las actividades de exploración,desarrollo de producción y actividades de producción de petróleo, gas natural licuado ygas natural desarrolladas por la Compañía en Brasil, con el objetivo de atender lasrefinerías brasileñas, así como a vender el excedente de la producción brasileña en losmercados nacional e internacional y en actividades limitadas del comercio de petróleo ylas transferencias de gas natural al segmento de Gas y Energía de la Compañía.· Abastecimiento - Este segmento incluye las actividades de refinación, logística,transporte, exportación y comercialización de petróleo crudo, así como lacomercialización de petroleo, de derivados del petróleo y alcohol combustible de laCompañía. Además, este segmento comprende la división petroquímica y de fertilizantes,que incluye inversiones en compañías petroquímicas nacionales y en dos plantasnacionales de fertilizantes de la compañía.
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Informaciones por Segmento (Continuación)· Distribución - Este segmento incluye las actividades de distribución de derivados depetróleo y alcohol combustible conducidas por <strong>Petrobras</strong> Distribuidora S.A. - BR,subsidiaria en la cual la Compañía tiene una participación mayoritaria en Brasil.· Gas y Energía - Este segmento incluye actualmente la comercialización, transporte ydistribución de gas natural producido en Brasil o importado por este país. Además, estesegmento comprende la participación de la Compañía en la produción doméstica deenergía eléctrica, así como inversiones en compañías nacionales de transporte de gasnatural, distribuidoras estatales de gas natural y compañías termoeléctricas.· Internacional - Este segmento incluye las actividades internacionales en 23 otros paísesllevadas a cabo por la Compañía, fuera Brasil, incluyendo Exploración y Producción,Abastecimiento, Distribución y Gas y Energía.Los rubros que no se pueden atribuir a otras áreas se asignan al grupo de entidadescorporativas, especialmente las relacionadas con gestión financiera corporativa, gastosgenerales relacionados con la administración central y otros gastos, incluyendo gastosactuariales con planes de pensión y asistencia médica para los participantes inactivos.Las informaciones contables por área de negocio fueron preparadas con base en la premisa decapacidad de control para los efectos de atribuir a las áreas de negocios únicamente rubrossobre los cuales dichas áreas tengan el control efectivo.Los principales criterios adoptados a efectos de contabilización de los resultados y activospor segmento de negocio son los señalados a continuación:· Ingresos operativos netos: considerados ingresos por ventas a terceros, más los ingresosentre los segmentos de negocio con base en los precios de transferencia internaestablecidos por las áreas;· Costos y gastos incluyen los costos de los productos y servicios vendidos, calculados porsegmento de negocio, basado en el precio de transferencia interna y los otros costosoperativos de cada segmento, así como los gastos operativos, basados en los gastosefectivamente realizados por cada segmento;· Los resultados financieros se asignan al grupo corporativo;· Activos: incluyen los activos referentes a cada segmento.F-119
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Información por Segmento (Continuación)A continuación se presentan los activos de la Compañía por Segmento:Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>ExploraciónInternacionaly Gas y (ver informaciónProducción Abastecimiento Energía separadamente) Distribución Corporativa Eliminaciones TotalActivo corriente 2.662 9.647 2.466 2.327 2.646 10.387 (3.377) 26.758Efectivo y equivalentes de efectivo - - - - - 6.499 - 6.499Otros activos corrientes 2.662 9.647 2.466 2.327 2.646 3.888 (3.377) 20.259Inversiones en Sociedades no consolidadas y demásinversiones 171 1.168 474 1.142 166 77 - 3.198Bienes de uso. netos 45.836 15.806 10.719 9.341 1.621 1.418 (22) 84.719Activo no corriente 2.657 900 1.334 629 342 5.701 (543) 11.020Total del activo 51.326 27.521 14.993 13.439 4.775 17.583 (3.942) 125.695F-120
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Información por Segmento (Continuación)Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>InternacionalExploraciónyGas yProducción Abastecimiento Energía Distribución Corporativa Eliminaciones TotalActivo corriente 817 1.275 243 141 238 (387) 2.327Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones 857 35 264 - (14) - 1.142Bienes de uso, netos 7.892 1.218 232 162 109 (272) 9.341Activo no corriente 708 64 68 51 1.472 (1.734) 629Total del activo 10.274 2.592 807 354 1.805 (2.393) 13.439F-121
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Información por Segmento (Continuación)A continuación se presentan los activos de la Compañía por Segmento:Al 31 de diciembre de 2007ExploraciónInternacionaly Gas y (ver informaciónProducción Abastecimiento Energía separadamente) Distribución Corporativa Eliminaciones TotalActivo corriente 3.180 13.725 2.864 2.184 2.848 10.710 (6.371) 29.140Efectivo y equivalentes de efectivo - - - - - 6.987 - 6.987Otros activos corrientes 3.180 13.725 2.864 2.184 2.848 3.723 (6.371) 22.153Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones 85 2.348 550 1.278 640 211 - 5.112Bienes de uso, netos 48.288 14.480 10.615 7.596 1.838 1.475 (10) 84.282Activo no corriente 1.622 665 1.507 659 326 6.741 (339) 11.181Total del activo 53.175 31.218 15.536 11.717 5.652 19.137 (6.720) 129.715F-122
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Información por Segmento (Continuación)Al 31 de diciembre de 2007InternacionalExploraciónyGas yProducción Abastecimiento Energía Distribución Corporativa Eliminaciones TotalActivo corriente 843 1.113 157 197 217 (343) 2.184Inversiones en Sociedades no consolidadas y demás inversiones 889 39 309 21 20 - 1.278Bienes de uso, netos 6.100 1.070 219 182 149 (124) 7.596Activo no corriente 505 292 68 14 1.017 (1.237) 659Total del activo 8.337 2.514 753 414 1.403 (1.704) 11.717F-123
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Información por segmento (Continuación)Ingresos y utilidad neta por segmento se registran como a continuación:Ejercicio concluido el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>ExploraciónInternacionaly Gas y (ver informaciónProducción Abastecimiento Energía separadamente) Distribución Corporativa Eliminaciones TotalIngresos operativos de terceiros netos 973 69.318 7.627 10.024 30.315 - - 118.257Ingresos operativos inter-segmentos netos 58.051 26.884 1.175 916 577 - (87.603) -Ingresos operativos netos 59.024 96.202 8.802 10.940 30.892 - (87.603) 118.257Costo de ventas (21.130) (94.641) (7.642) (8.735) (28.317) - 87.600 (72.865)Depreciación, agotamiento y amortización (3.544) (1.109) (367) (564) (165) (179) - (5.928)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (1.303) - - (472) - - - (1.775)Pérdida de valor de los activos (Impairment) (171) - - (348) - - - (519)Gastos de ventas, generales y administrativos (419) (2.486) (483) (788) (1.425) (1.972) 144 (7.429)Gastos por investigación y desarrollo (494) (151) (40) (3) (8) (245) - (941)Gastos por beneficios a empleados inactivos - - - - - (841) - (841)Otros gastos operativos (117) (319) (612) (473) (90) (1.054) - (2.665)Costos y gastos (27.178) (98.706) (9.144) (11.383) (30.005) (4.291) 87.744 (92.963)Utilidad (pérdida) operativa 31.846 (2.504) (342) (443) 887 (4.291) 141 25.294- - - -Participación en los resultados de sociedades no consolidadas - (245) 103 71 49 1 - (21)Ingresos (gastos) financieros, netos - - - - - 2.377 - 2.377Otros impuestos (37) (64) (53) (126) (11) (142) - (433)Otros gastos, netos (152) (143) (212) (107) 320 69 - (225)Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios 31.657 (2.956) (504) (605) 1.245 (1.986) 141 26.992Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta (10.764) 922 205 (213) (406) 1.045 (48) (9.259)Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas 138 38 76 10 - 884 - 1.146Utilidad(pérdida) neta del ejercicio 21.031 (1.996) (223) (808) 839 (57) 93 18.879F-124
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Información por Segmento (Continuación)Ejercicio concluido al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>InternacionalExploraciónyGas yProducción Abastecimiento Energía Distribución Corporativa Eliminaciones TotalIngresos operativos de terceros netos 1.383 5.611 424 2.604 2 - 10.024Ingresos operativos inter-segmentos netos 1.458 1.702 49 72 - (2.365) 916Ingresos operativos netos 2.841 7.313 473 2.676 2 (2.365) 10.940Costo de ventas (901) (7.341) (350) (2.512) (4) 2.373 (8.735)Depreciación, agotamiento y amortización (419) (83) (15) (22) (25) - (564)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (472) - - - - - (472)Pérdida de valor de los activos (Impairment) (123) (223) - (2) - - (348)Gastos de ventas, generales y administrativos (197) (162) (25) (132) (272) - (788)Gastos por investigación y desarrollo - - - - (3) - (3)Otros gastos operativos (170) (280) 24 5 (52) - (473)Costos y gastos (2.282) (8.089) (366) (2.663) (356) 2.373 (11.383)Utilidad (pérdida) operativa 559 (776) 107 13 (354) 8 (443)Participación en los resultados de sociedades no consolidadas 41 (1) 9 - 22 - 71Otros impuestos (18) (1) (1) (2) (104) - (126)Otros gastos, netos (87) (2) 1 - (19) - (107)Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación deminoritarios 495 (780) 116 11 (455) 8 (605)Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta (267) (30) (2) (1) 87 - (213)Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas (132) 161 (32) 2 11 - 10Utilidad (pérdida) neta del ejercicio 96 (649) 82 12 (357) 8 (808)F-125
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Información por Segmento (Continuación)Ingresos y utilidad neta por segmento se registran como a continuación:Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2007ExploraciónInternacionaly Gas y (ver informaciónProducción Abastecimiento Energía separadamente) Distribución Corporativa Eliminaciones TotalIngresos operativos de terceros netos 2.455 50.531 3.673 8.132 22.944 - - 87.735Ingresos operativos inter-segmentos netos 39.536 19.018 1.239 969 376 - (61.138) -Ingresos operativos netos 41.991 69.549 4.912 9.101 23.320 - (61.138) 87.735Costo de ventas (15.147) (61.881) (4.514) (7.042) (21.124) - 59.919 (49.789)Depreciación, agotamiento y amortización (3.335) (1.077) (259) (567) (155) (151) - (5.544)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (648) - - (775) - - - (1.423)Pérdida de valor de los activos (Impairment) (26) (19) - (226) - - - (271)Gastos de ventas, generales y administrativos (305) (1.999) (597) (692) (1.198) (1.577) 118 (6.250)Gastos por investigación y desarrollo (447) (171) (94) (2) (6) (161) - (881)Gasto por beneficios a empleados inactivos - - - - - (990) - (990)Otros gastos operativos (245) (219) (435) (108) (54) (1.085) 10 (2.136)Costos y gastos (20.153) (65.366) (5.899) (9.412) (22.537) (3.964) 60.047 (67.284)Utilidad (pérdida) operativa 21.838 4.183 (987) (311) 783 (3.964) (1.091) 20.451Participación en los resultados de sociedades no consolidadas - 71 104 64 - (4) - 235Ingresos (gastos) financieros, netos - - - - - (582) - (582)Otros impuestos (43) (75) (36) (72) (90) (346) - (662)Otros gastos, netos (196) (8) (28) 82 (17) 24 - (143)Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios 21.599 4.171 (947) (237) 676 (4.872) (1.091) 19.299Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta (7.343) (1.394) 357 (424) (230) 2.775 371 (5.888)Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas (184) 8 (244) (154) - 301 - (273)Utilidad (pérdida) neta del ejercicio 14.072 2.785 (834) (815) 446 (1.796) (720) 13.138F-126
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Información por Segmento (Continuación)Ejercicio concluido al 31 de diciemvre de 2007InternacionalExploraciónyGas yProducción Abastecimiento Energía Distribución Corporativa Eliminaciones TotalIngresos operativos de terceros netos 1.136 4.480 480 2.015 14 7 8.132Ingresos operativos inter-segmentos netos 1.473 1.606 48 23 - (2.181) 969Ingresos operativos netos 2.609 6.086 528 2.038 14 (2.174) 9.101Costo de ventas (933) (5.875) (424) (1.952) (15) 2.157 (7.042)Depreciación, agotamiento y amortización (432) (86) (15) (20) (14) - (567)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (775) - - - - - (775)Pérdida de valor de los activos (Impairment) (226) - - - - - (226)Gastos de ventas, generales y administrativos (179) (127) (19) (125) (242) - (692)Gastos por investigación y desarrollo - - - - (2) - (2)Otros gastos operativos (78) 32 10 11 (82) (1) (108)Costos y gastos (2.623) (6.056) (448) (2.086) (355) 2.156 (9.412)Utilidad (pérdida) operativa (14) 30 80 (48) (341) (18) (311)Participación en los resultados de sociedades no consolidadas (63) 27 23 - 77 - 64Otros impuestos (7) (2) (1) (3) (59) - (72)Otros gastos, netos (4) 29 42 - 15 - 82Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios (88) 84 144 (51) (308) (18) (237)Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta (242) - 1 (3) (180) - (424)Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas (42) (14) (38) 17 (77) - (154)Utilidad (pérdida) neta del ejercicio (372) 70 107 (37) (565) (18) (815)F-127
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Información por Segmento (Continuación)Ingresos y utilidad neta por segmento se registran como a continuación:Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2006ExploraciónInternacionaly Gas y (ver informaciónProducción Abastecimiento Energía separadamente) Distribución Corporativa Eliminaciones TotalIngresos operativos de terceros netos 3.351 42.831 2.833 4.938 18.394 - - 72.347Ingresos operativos inter-segmentos netos 32.387 15.128 1.257 1.133 287 - (50.192) -Ingresos operativos netos 35.738 57.959 4.090 6.071 18.681 - (50.192) 72.347Costo de ventas (13.655) (51.812) (3.624) (4.088) (16.967) - 49.962 (40.184)Depreciación, agotamiento y amortización (2.166) (669) (197) (417) (143) (81) - (3.673)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (501) - - (433) - - - (934)Pérdida de valor de los activos (Impairment) (20) - - (1) - - - (21)Gastos de ventas, generales y administrativos (460) (1.359) (362) (541) (982) (1.141) 21 (4.824)Gastos por investigación y desarrollo (346) (141) (78) (2) (5) (158) - (730)Gasto por beneficios a empleados inactivos - - - - - (1.017) - (1.017)Otros gastos operativos (31) (40) (178) (22) (77) (785) 13 (1.120)Costos y gastos (17.179) (54.021) (4.439) (5.504) (18.174) (3.182) 49.996 (52.503)Utilidad (pérdida) operativa 18.559 3.938 (349) 567 507 (3,182) (196) 19.844Participación en los resultados de sociedades no consolidadas - 5 (1) 37 - (13) - 28Ingresos (gastos) financieros, netos - - - - - (100) - (100)Otros impuestos (45) (73) (49) (63) (79) (285) - (594)Otros gastos, netos (73) (20) (15) 30 23 38 - (17)Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta yparticipación de minoritarios 18.441 3.850 (414) 571 451 (3.542) (196) 19.161Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta (6.270) (1.307) 140 (254) (153) 2.086 67 (5.691)Participación de minoritarios en los resultados de subsidiariasconsolidadas (229) (10) (231) (194) - 20 - (644)Utilidad (pérdida) neta del ejercicio 11.942 2.533 (505) 123 298 (1.436) (129) 12.826F-128
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Información por Segmento (Continuación)Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2006InternacionalExploraciónyGas yProducción Abastecimiento Energía Distribución Corporativa Eliminaciones TotalIngresos operativos de terceros netos 685 2.068 719 1.440 26 - 4.938Ingresos operativos inter-segmentos netos 1.831 1.450 41 6 - (2.195) 1.133Ingresos operativos netos 2.516 3.518 760 1.446 26 (2.195) 6.071Costo de ventas (948) (3.307) (577) (1.433) (26) 2.203 (4.088)Depreciación, agotamiento y amortización (309) (65) (14) (16) (13) - (417)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (433) - - - - - (433)Pérdida de valor de los activos (Impairment) (1) - - - - - (1)Gastos de ventas, generales y administrativos (154) (86) (17) (99) (185) - (541)Gastos por investigación y desarrollo - - - - (2) - (2)Otros gastos operativos (4) 4 13 9 (44) - (22)Costos y gastos (1.849) (3.454) (595) (1.539) (270) 2.203 (5.504)Utilidad (pérdida) operativa 667 64 165 (93) (244) 8 567Participación en los resultados de sociedades no consolidadas 20 12 2 - 3 - 37Otros impuestos (13) (8) - (2) (40) - (63)Otros gastos, netos 29 - 11 33 (43) - 30Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación deminoritarios 703 68 178 (62) (324) 8 571Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta (305) (24) (79) 28 130 (4) (254)Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas (172) (14) (22) 25 (11) - (194)Utilidad (pérdida) neta del ejercicio 226 30 77 (9) (205) 4 123F-129
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)22. Informaciones por Segmento (Continuación)Los gastos en inversión de capital incurridos por segmento por los ejercicios finalizados al31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006 se presentan a continuación:Ejercicio concluido el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Exploración y Producción 14.293 9.448 7.329Abastecimiento 7.234 4.488 1.936Gas y Energía 4.256 3.223 1.664InternacionalExploración y Producción 2.734 2.555 2.304Abastecimiento 102 247 202Distribución 20 37 77Gas y Energía 52 25 54Distribución 309 327 351Corporativa 874 628 72629.874 20.978 14.643Las ventas brutas de la Compañía, clasificadas por destino geográfico, se exponen acontinuación:Ejercicio concluido el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Brasil 106.350 83.022 70.733Internacional 40.179 29.403 23.160146.529 112.425 93.893Los montos totales de productos y servicios vendidos a los dos principales clientes en <strong>2008</strong>fueron US$8.176 y US$5.260 (US$9.029 y US$6.567 en 2007; y US$7.978 y US$5.689 in2006).F-130
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)23. Transacciones con partes relacionadasLa Compañía es controlada por el Gobierno Federal y lleva a cabo varias transacciones conotras sociedades estatales en el curso normal de sus negocios.Las transacciones con las principales partes relacionadas generaron los siguientes saldos:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Activos Pasivos Activos PasivosPetros (fondo de pensión) - 476 732 913Banco do Brasil S.A. 627 2.170 2.030 337BNDES (Nota 12 (b)) - 1.202 - 1.316Caixa Econômica Federal S.A. 1 1.548 - -BNDES (Financiaciones de proyectos) - 3.124 - 2.322Gobierno Federal - 1.177 - 1.197ANP - - 1 -Depósitos restringidos porprocesos legales 677 35 863 88Títulos del Gobierno 3.172 - 2.156 -Cuenta Petróleo y Alcohol – a cobrardel Gobierno Federal (Nota 11) 346 - 450 -Otros 309 278 1.689 2595.132 10.010 7.921 6.432Corriente 2.349 2.833 2.705 2.659No corriente 2.783 7.177 5.216 3.773F-131
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)23. Transacciones con Partes Relacionadas (Continuación)Estos saldos se incluyen en las siguientes clasificaciones del balance general:Al 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Activos Pasivos Activos PasivosActivoCorrienteEfectivo y equivalentes de efectivo 2.070 - 2.127 -Cuentas a cobrar (Nota 6) 27 - 266 -Otros activos corrientes 252 - 312 -OtrosTítulos del Gobierno 1.686 - 1.996 -Cuenta Petróleo y Alcohol -a cobrar delGobierno Federal (Nota 11) 346 - 450 -Depósitos restringidos por procesos legales 677 - 863 -Fondo de pensión - - 732 -Otros activos 74 1.175PasivosCorrienteMonto corriente de la deuda no corriente - 813 - 199Pasivos corrientes - 136 - 431Dividendos e interés sobre capital propioa pagar al Gobierno Federal - 1.500 - 1.197Monto corriente de financiaciones de proyectos - 384 - 832No corrienteDeuda no corriente - 4.061 - 1.447Financiaciones de proyectos - 2.740 - 1.490Otros pasivos - 376 - 8365.132 10.010 7.921 6.432F-132
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)23. Transacciones con Partes Relacionadas (Continuación)Los principales montos de negocios y operaciones financieras realizados con partesrelacionadas son los siguientes:Ejercicio concluido el 31 de diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Utilidad Gasto Utilidad Gasto Utilidad GastoVentas de productos yserviciosBraskem S.A. 130 - 2.096 - 1.788 -Copesul S.A. 1.218 - 1.284 - 1.132 -Petroquímica União S.A. 729 - 435 - 588 -Otros 378 - 120 - 315 -Ingresos financieros 13 - 1 - - -Cuenta Petróleo y Alcohol -a cobrar del Gobierno Federal(Nota 11) 4 - 6 - 7 -Títulos del Gobierno 7 - 5 - - -Otros (33) - 46 - 71 -Gastos financieros - - - (3) - 8Otros gastos, netos - 4 - 2 - (2)2.446 4 3.993 (1) 3.901 624. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos ExploratoriosLa Compañía contabiliza sus costos de prospección y perforación de acuerdo con elPronunciamiento sobre Normas de Contabilidad Financiera No. 19 “Contabilidad Financierae Informes de Compañías Productoras de Petróleo y Gas” (SFAS No. 19). El 4 de abril de2005, el Consejo de Normas de Contabilidad Financiera (FASB) emitió FASB Staff Position(FSP SFAS 19-1) que altera el SFAS 19 en lo que se refiere a diferir los costos deexploración y perforación. La Compañía adoptó el FASB Staff Position FAS 19-1“Contabilización de Costos de Pozos Suspendidos” en vigor desde el 1º de enero de 2005.No hubo un impacto significativo en la adopción.F-133
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)24. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios(Continuación)Los costos en que ha incurrido la Compañía para perforar pozos exploratorios que encuentrancantidades comerciales de petróleo y gas se contabilizan como activos en el balance generalcon la clasificación “Bienes de uso” como propiedades no comprobadas de petróleo y gas.Cada año, la Compañía efectúa la baja de costos de estos pozos que no han encontradosuficientes reservas probadas que justifiquen que se consideren como pozos de producción, amenos que: (1) el pozo esté en un área que requiera una inversión de capital significativaantes de que pueda comenzar la producción; y (2) las perforaciones exploratorias adicionalesestén realizándose o firmemente planificadas para determinar si el gasto de capital sejustifica.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, el monto total de propiedades no probadas de petróleo y gas erade US$3.558, y de ese monto US$876 (de los cuales US$749 eran relativos a proyectos enBrasil) representaban los costos que habían sido capitalizados por más de un año, quegeneralmente son resultado de: (1) actividades exploratorias ampliadas asociadas aproducción marítima; y (2) los efectos transitorios de la falta de reglamentación en laindustria brasileña de petróleo y gas, como se describe a continuación.En 1998, concluyó el monopolio concedido por el gobierno a la Compañía y esta firmócontratos de concesión con la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) referente a todas las áreasque la Compañía había estado explorando y desarrollando con anterioridad a 1998, queconsistían en 397 bloques de concesión. Desde 1998, la ANP ha conducido rondas delicitación competitiva para los derechos de exploración, lo cual le ha permitido a la Compañíaadquirir bloques de concesión adicionales. Una vez descubierto que un bloque de concesióncontiene un pozo exploratorio exitoso, la Compañía debe presentar un “Plan de Evaluación” ala ANP para su aprobación. Este Plan de Evaluación detalla los planes de perforación parapozos exploratorios adicionales. Un Plan de Evaluación sólo se somete a consideración paraaquellas áreas de concesión en que los análisis de viabilidad técnica y económica de lospozos de exploración existentes prueban que se justifica la conclusión de dichos pozos. Hastaque la ANP apruebe el Plan de Evaluación, la perforación de los pozos exploratoriosadicionales no puede comenzar. Si las compañías no encuentran cantidades comerciales depetróleo y gas dentro de un período de tiempo específico, generalmente 4-6 añosdependiendo de las características del área de exploración, entonces el bloque de concesióndebe ser abandonado y devuelto a la ANP. Debido a que la Compañía ha sido forzada aevaluar un gran volumen de bloques de concesión en un tiempo limitado, incluso cuando unpozo exploratorio ha encontrado suficientes reservas para justificar la realización completa yse han planificado pozos adicionales de manera firme, los recursos limitados y los plazosagotados en otros bloques de concesión han dictado el ritmo de la perforación adicionalplanificada.F-134
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)24. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios(Continuación)La siguiente tabla muestra las variaciones netas de los costos de perforación de exploracióncapitalizados durante los ejercicios concluidos el 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007:Reservas de petróleo y gas no probadas (*)Ejercicio concluido el 31 dediciembre de<strong>2008</strong> 2007Saldo inicial al 1º de enero 2.627 2.054Adiciones a costos capitalizados pendientes de determinación dereservas probadas 3.309 1.885Costos de exploración capitalizados y cargados a gastos (808) (548)Transferencias a bienes de uso con base en ladeterminación de las reservas probadas (1.310) (975)Ajustes acumulados de conversión (260) 211Saldo final al 31 de diciembre 3.558 2.627(*) Los montos capitalizados y posteriormente gastados en el mismo período se han excluidode la tabla anterior.El siguiente cuadro presenta los costos de exploración de pozos capitalizados por edad,considerando la fecha de conclusión de las actividades de perforación y la cantidad deproyectos cuyos costos de exploración de pozos fueron capitalizados por plazo superior a unaño desde la finalización de las actividades de perforación:Costos de exploración de pozos capitalizados por edadEjercicioconcluido el 31de diciembre de<strong>2008</strong> 2007Costos de exploración de pozos capitalizados hasta un año 2.682 1.186Costos de exploración de pozos capitalizados por encima de un año 876 1.441Saldo final 3.558 2.627Cantidad de proyectos cuyos costos de exploración de pozos fueroncapitalizados por plazo superior a un año 83 195F-135
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)24. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios(Continuación)Del monto de US$876 para los 83 proyectos que incluyen pozos suspendidos por más de unaño desde la conclusión de las perforaciones, aproximadamente US$173 se refieren a pozosen áreas para las cuales la perforación se encontraba en curso o firmemente planificada parael futuro próximo y para los cuales la Compañía entregó un “Plan de Evaluación” a seraprobado por ANP, y aproximadamente US$478 han incurrido en costos para actividadesnecesarias para evaluar las reservas y su potencial desarrollo.Los US$876 relativos al costo de pozos suspendidos capitalizado por un período superior aun año, al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, representan 88 pozos exploratorios y la siguiente tablacontiene el vencimiento de estos costos basado en bases de pozos:Vencimiento basado en la fecha de conclusión de la perforación de los pozos individuales:Millones dedólaresNúmero depozos2007 281 502006 411 162005 95 152004 40 32003 37 12002 12 3876 8825. Eventos Siguientesa. Creación de empresas del Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (COMPERJ)<strong>Petrobras</strong>, dando continuación a la implantación del Complejo Petroquímico de Rio deJaneiro - COMPERJ, constituyó, el día 5 de febrero de 2009, seis (6) sociedadesanónimas en Rio de Janeiro, conforme se enumera a continuación:· Comperj Participações S.A.: sociedad de propósito específico que poseerá lasparticipaciones de <strong>Petrobras</strong> en las sociedades productoras del COMPERJ;· Comperj Petroquímicos Básicos S.A.: sociedad productora de petroquímicos básicos;· Comperj PET S.A.: sociedad productora de PTA/PET;· Comperj Estirênicos S.A.: sociedad productora de estireno;F-136
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASNOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación)Expresados en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)25. Eventos Siguientes (Continuación)a. Creación de empresas del Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (COMPERJ)(Continuación)· Comperj MEG S.A.: sociedad productora de etileno glicol y óxido de etíleno; y· Comperj Poliolefinas S.A.: sociedad productora de poliolefinas (PP/PE).En un primer momento, <strong>Petrobras</strong> controlará el 100% (cien por ciento) del capital total ycon derecho a voto de esas compañías, cuando se realizará la implantación del modelo deintegración y relaciones de las empresas del COMPERJ. Tal modelo busca captar lassinergias originadas por la localización de varias compañías en un mismo local deproducción. Los bienes, obligaciones y derechos relativos al COMPERJ seránoportunamente transferidos por <strong>Petrobras</strong> para esas sociedades.Con la constitución de esas empresas, <strong>Petrobras</strong> comienza la fase de preparación delproyecto para la entrada de socios potenciales.(b) <strong>Petrobras</strong> Internacional Finance Company - PifCo· El 11 de febrero de 2009, <strong>Petrobras</strong> International Finance Company - PifCo, unasubsidiaria totalmente controlada por <strong>Petrobras</strong>, concluyó la emisión de US$1.500 entítulos del tipo “Global Notes” en el mercado internacional de capitales, convencimiento el 15 de marzo de 2019, tasa de interés del 7,875% a.a. y pago semestral deintereses a partir del 15 de septiembre de 2009. Los recursos captados se destinarán apropósitos corporativos generales, incluso para la financiación del Plan de Negocios de<strong>Petrobras</strong> 2009-2013.Esta financiación tuvo costos de emisión estimados en US$6, prima de US$ 26 y tasade interés efectiva del 8,187% a.a. Los “Global Notes” se constituyen en obligacionesno garantizadas y no subordinadas de PifCo y cuentan con la garantía completa eincondicional de <strong>Petrobras</strong>.· El 24 de marzo de 2009, PifCo captó US$1.000 en líneas de crédito con vencimiento enmarzo de 2011. Sobre esas líneas inciden intereses a la tasa inicial de 3 meses de Libor+ 2,65% al año, pagaderos trimestralmente. Los fondos se utilizarán para financiar lacompra de importaciones de petroleo de PifCo para <strong>Petrobras</strong>.F-137
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(i) Costos capitalizados relativos a actividades de producción de petróleo y gasEsta sección presenta informaciones suplementarias sobre las actividades de exploración yprodución de petróleo y gas de la Compañía de acuerdo con el SFAS No. 69 - Informacionessobre Actividades de Producción de Petróleo y Gas (“SFAS 69”). La información que se incluyeen los ítems (i) al (iii) proporciona informaciones de costo histórico en relación a los costoshabidos en exploración, adquisiciones de propiedades y desarrollo, costos capitalizados yresultados operativos. Las informaciones contenidas en los ítems (iv) y (v) presentan datos sobrelas cantidades de reservas probadas estimadas netas de <strong>Petrobras</strong>, medidas estandarizadas deflujos de efectivo netos futuros descontados estimados respecto a reservas comprobadas yvariaciones en los flujos de efectivo netos futuros descontados estimados.A partir de 1995 el Gobierno Federal de Brasil llevó a cabo una reforma general del sistemaregulatorio de petróleo y gas en el país. El 9 de noviembre de 1995, la Constitución Brasileñafue modificada para autorizar que el Gobierno Federal contratara con cualquier estado ocompañía privada actividades relacionadas con los segmentos “upstream” y “downstream” delsector de petróleo y gas de Brasil. Esta modificación eliminó el monopolio efectivo de <strong>Petrobras</strong>.La modificación fue implementada a través de la Ley del Petróleo, que abrió el mercado decombustible en Brasil a partir del 1º de enero de 2002.La Ley del Petróleo estableció un nuevo marco regulatorio que puso fin al monopolio de<strong>Petrobras</strong> y permitió la competición en todos los aspectos del sector de petróleo y gas en Brasil.Conforme lo mencionado en la Ley del Petróleo, se asignó a <strong>Petrobras</strong> el derecho de explorarcon exclusividad, por un período de 27 años, las reservas de petróleo en todos los campos que laCompañía había previamente comenzado a producir. Sin embargo, la Ley del Petróleo establecióun marco de procedimientos para que <strong>Petrobras</strong> tuviera el derecho de exploraciones conexclusividad (y en caso de éxito, las desarrollara) por un período de hasta tres años en las áreasdonde la Compañía pudiera demostrar que tenía “perspectivas establecidas”. Para formalizar susolicitud para explorar y desarrollar estas áreas, la Compañía tenía que demostrar la capacidadfinanciera requerida para llevar a cabo estas actividades por si sola o a través de financiación oacuerdos de asociación.El área geográfica “Internacional” incluye las actividades en Angola, Argentina, Bolivia,Colombia, Ecuador, India, Irán, Libia, México, Mozambique, Nigeria, Pakistán, Perú, Portugal,Senegal, Tanzania, Turquía, EE.UU. y Venezuela. La Compañía tiene compañías nosignificativas, no consolidadas que están involucradas en actividades de exploración yproducción; los importes relativos a estas compañías son presentados en el rubro “Inversiones ensociedades no consolidadas y demás inversiones”.F-138
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(i) Costos capitalizados relativos a actividades de producción de petróleo y gas (Continuación)La tabla a continuación resume los costos capitalizados de las actividades de exploración yproducción de petróleo y gas, sus respectivas depreciaciones, agotamientos y amortizacionesacumuladas y los activos por obligación de desmantelamiento de activos:Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>Brasil Internacional MundialReservas no probadas de petróleo y gas 1.898 1.660 3.558Reservas probadas de petróleo y gas 29.081 3.775 32.856Equipo de soporte 29.048 3.957 33.005Costos capitalizados brutos 60.027 9.392 69.419Depreciación y agotamiento (25.076) (2.641) (27.717)Construcción e instalaciones en curso 10.885 1.141 12.02645.836 7.892 53.728Participación proporcional en los costoscapitalizados netos en sociedades no consolidadas - 692 692Costos capitalizados netos 45.836 8.584 54.420Al 31 de diciembre de 2007Brasil Internacional MundialReservas no probadas de petróleo y gas 1.585 1.042 2.627Reservas probadas de petróleo y gas 31.841 5.674 37.515Equipo de soporte 23.767 803 24.570Costos capitalizados brutos 57.193 7.519 64.712Depreciación y agotamiento (22.222) (2.302) (24.524)34.971 5.217 40.188Construcción e instalaciones en curso 13.558 883 14.44148.529 6.100 54.629Participación proporcional en los costoscapitalizados netos en sociedades no consolidadas - 726 726Costos capitalizados netos 48.529 6.826 55.355F-139
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(ii) Costos habidos en la adquisición de áreas y en las actividades de exploración y desarrollode campos de petróleo y gasLos costos habidos se resumen a continuación e incluyen tanto los montos gastados comocapitalizados:Ejercicio concluido al 31 de diciembrede <strong>2008</strong>Brasil Internacional MundialAdquisiciones de reservasProbadas - 248 248No probadas 42 305 347Costos de exploración 3.568 365 3.933Costos de desarrollo 11.633 1.587 13.22015.243 2.505 17.748Participación proporcional en los costos habidosen sociedades no consolidadas - 71 7115.243 2.576 17.819Ejercicio concluido al 31 de diciembrede 2007Brasil Internacional MundialAdquisiciones de reservasProbadas - 59 59No probadas 119 464 583Costos de exploración 2.095 309 2.404Costos de desarrollo 7.928 1.132 9.06010.142 1.964 12.106Participación proporcional en los costos habidosen sociedades no consolidadas - 80 8010.142 2.044 12.186Ejercicio concluido al 31 de diciembrede 2006Brasil Internacional MundialAdquisiciones de reservasProbadas - 86 86No probadas 38 630 668Costos de exploración 1.752 430 2.182Costos de desarrollo 6.022 817 6.8397.812 1.963 9.775Participación proporcional en los costos habidosen sociedades no consolidadas - 24 247.812 1.987 9.799F-140
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(iii) Resultados operativos de las actividades de producción de petróleo y gasLos resultados operativos de la Compañía surgidos de las actividades de producción de petróleoy gas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006 se demuestran enla tabla a continuación. La Compañía transfiere substancialmente toda su producción brasileñade petróleo crudo y gas al segmento de Abastecimiento en Brasil. Los precios calculados por elmodelo de la Compañía pueden no ser indicativos del precio que la Compañía habría obtenidosi esta producción hubiera sido vendida en un mercado al contado no regulado. Además, losprecios calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos de los preciosfuturos a seren realizados por la Compañía. Los precios del gas utilizados son aquelloscontratados con terceros.Los costos de producción son aquellos de lifting habidos para la operación y manutención depozos productivos y correspondientes equipos e instalaciones, incluyendo los costos con manode obra operativa, materiales, suministros, combustibles consumidos en operaciones y costosoperativos de fábricas de gas natural licuado. Los costos de producción también incluyen losgastos administrativos y depreciación y amortización de equipos asociados con actividades deproducción.Los gastos por exploración incluyen los costos de actividades geológicas y geofísicas y depozos exploratorios no productivos. Los gastos por depreciación y amortización se refieren a losactivos utilizados en las actividades de exploración y desarrollo. Según el SFAS 69, losimpuestos sobre la renta se basan en las alícuotas de impuesto estatutarias y reflejan lasdeducciones permitidas. Los ingresos y gastos financieros de intereses son excluidos de losresultados reportados en la tabla a continuación.Ejercicio concluido al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>Brasil Internacional MundialIngresos operativos netos:Ventas a terceros 973 1.383 2.356Intersegmento (1) 54.983 1.458 56.44155.956 2.841 58.797Costos de producción (2) (18.019) (901) (18.920)Gastos de exploración (1.303) (473) (1.776)Depreciación, agotamiento y amortización (3.544) (419) (3.963)Pérdida de valor de propiedades de petróleo y gas (Impairment) (171) (122) (293)Otros gastos operativos (117) (172) (289)Resultados antes de los impuestos sobre la renta 32.802 754 33.556Gasto por los impuestos sobre la renta (11.153) (267) (11.420)21.649 487 22.136Participación proporcional en los resultados de actividades productivas en sociedades noconsolidadas - 47 47Resultados operativos (neto de los gastos generales corporativos e de los costos deintereses) 21.649 534 22.183F-141
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(iii) Resultados operativos de las actividades de producción de petróleo y gas (Continuación)Ejercicio concluido el 31 de diciembrede 2007Brasil Internacional MundialIngresos operativos netos:Ventas a terceros 2.455 1.136 3.591Intersegmentos (1) 37.323 1.473 38.79639.778 2.609 42.387Costos de producción (2) (12.998) (933) (13.931)Gastos de exploración (648) (775) (1.423)Depreciación, agotamiento y amortización (3.335) (432) (3.767)Pérdida de valor de propiedades de petróleo y gas (Impairment) (26) (226) (252)Otros gastos operativos (245) (78) (323)Resultados antes de los impuestos sobre la renta 22.526 165 22.691Gasto por los impuestos sobre la renta (7.658) (242) (7.900)14.868 (77) 14.791Participación proporcional en resultados de actividades de produción en sociedades noconsolidadas - (38) (38)Resultados operativos (neto de los gastos generales corporativos e de los costos deintereses) 14.868 (115) 14.753Ejercicio concluido el 31 de diciembre de2006Brasil Internacional MundialIngresos operativos netos:Ventas a terceros 3.351 684 4.035Intersegmentos (1) 31.171 1.830 33.00134.522 2.514 37.036Costos de producción (2) (11.761) (949) (12.710)Gastos de exploración (501) (434) (935)Depreciación, agotamiento y amortización (2.166) (309) (2.475)Pérdida de valor de propiedades de petróleo y gas (Impairment) (20) (1) (21)Otros gastos operativos (22) (3) (25)Resultados antes de los impuestos sobre la renta 20.052 818 20.870Gasto por los impuestos sobre la renta (6.818) (279) (7.097)13.234 539 13.773Participación proporcional en resultados de actividades de produción ensociedades no consolidadas - 20 20Resultados operativos (neto de los gastos generales corporativos e de loscostos de intereses) 13.234 559 13.793(1) No considera US$3.067 (US$2.213 para 2007 y US$1.216 para 2006) relativos a las actividades de procesamiento de campo,por lo cual <strong>Petrobras</strong> no tiene cantidad atribuible de reserva. El monto, que se refiere principalmente a volúmenes de gas seco,se considera en los ingresos operativos netos de <strong>Petrobras</strong> de US$59.024 (US$41.991 para 2007 y US$35.738 for 2006) conrelación al segmento de E&P Brasil (ver Nota 22).F-142
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(iii) Resultados operativos de las actividades de producción de petróleo y gas (Continuación)(2) No considera US$3.111 (US$2.149 para 2007 y US$1.873 para 2006) relativos a las actividades de procesamiento de campo,por lo cual <strong>Petrobras</strong> no tiene cantidad atribuible de reserva. El monto, que se refiere principalmente a volúmenes de gas seco,se considera en los costos de ventas de <strong>Petrobras</strong> de US$21.130 (US$15.147 para 2007 y US$13.634 para 2006) con relación alsegmento de E&P - Brasil (ver Nota 22).(iv) Informaciones sobre cantidades de reservasLas reservas estimadas netas probadas de petróleo y gas de la Compañía y los respectivoscambios respecto a los ejercicios de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006 se demuestran en la tabla acontinuación. Las reservas probadas son estimadas por los ingenieros de reservas de laCompañía según las definiciones de reservas previstas por la Securities and ExchangeCommission.Las reservas probadas de petróleo y gas consisten en las cantidades estimadas de petróleo crudo,gas natural y gas natural licuado demostradas por datos geológicos y de ingeniería, con base encertezas razonables que se recuperarán en los próximos años a partir de reservas conocidas, deacuerdo con las condiciones económicas y operativas existentes. Las reservas probadas noincluyen cantidades adicionales a recuperar más allá del plazo de concesión o contrato, o quepueden surgir de extensiones de áreas actualmente probadas, o de la aplicación de procesos derecuperación secundarios o terciarios todavía no probados y determinados como económicos.Las reservas probadas desarrolladas consisten en las cantidades que se espera recuperar a partirde los pozos existentes, utilizando los equipos y métodos operativos existentes. Las reservasprobadas no desarrolladas consisten en los volúmenes que se espera recuperar como resultadode futuras inversiones en perforación, colocación de nuevos equipos en pozos existentes ysuministro de instalaciones necesarias para la entrega de la producción de dichas reservas.En algunos casos, nuevas inversiones sustanciales en pozos adicionales y respectivasinstalaciones serán necesarias a efectos de recuperar tales reservas probadas. Debido a lasincertidumbres inherentes y a la naturaleza limitada de los datos de reservas, las estimaciones dereservas están sujetas a cambios cuando se tengan informaciones adicionales.F-143
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(iv) Informaciones sobre cantidades de reservas (Continuación)Resumen de los cambios anuales de las reservas probadas de petróleo crudo y gas natural aseguir:Reservas mundiales netas probadasdesarrolladas y no desarrolladasPetróleo (millones de barriles)Gas (miles de millones de pies cúbicos)Brasil Internacional Mundial Brasil Internacional MundialReservasprobadasGlobalesCombinadas(MMboe)Reservas al 1º de enero de 2006 9.033,9 682,1 (1) 9.716,0 9.263,8 3.088,1 (1) 12.351,9 11.774,7Pérdida de participación en Venezuela - (240,5) (240,5) - (171,2) (171,2) (269,0)Revisiones de estimaciones previas 463,4 (15,3) 448,1 322,1 (459,2) (137,1) 425,3Perfeccionamiento de recuperación 6,9 6,7 13,6 7,6 9,9 17,5 16,5Adquisición de reservas 0,9 8,9 9,8 45,7 16,0 61,7 20,1Ventas de reservas - (4,5) (4,5) - - - (4,5)Extensiones y hallazgos 112,8 21,4 134,2 320,6 65,2 385,8 198,5Producción del ejercicio (616,0) (42,6) (658,6) (532,9) (209,8) (742,7) (782,4)Reservas al 31 de diciembre de 2006 9.001,9 416,2 (1) 9.418,1 9.426,9 2.339,0 (1) 11.765,9 11.379,1Revisiones de estimaciones previas 675,2 (8,4) 666,8 470,7 115,4 586,1 764,5Perfeccionamiento de recuperación 15,8 9,5 25,3 7,7 3,8 11,5 27,2Adquisición de reservas - 1,2 1,2 - - - 1,2Ventas de reservas - (1,2) (1,2) - - - (1,2)Extensiones y hallazgos 65,2 37,1 102,3 683,0 169,9 852,9 244,5Producción del ejercicio (619,6) (40,1) (659,7) (510,0) (226.6) (736,6) (782,5)Reservas al 31 de diciembre de 2007 9.138,5 414,3 9.552,8 10.078,3 2.401,5 12.479,8 11.632.8Revisiones de estimaciones previas 119,3 10,9 130,2 (248,3) 443,5 195,2 162,7Perfeccionamiento de recuperación 29,8 - 29,8 7,5 - 7,5 31,1Adquisición de reservas - 12,3 12,3 - - - 12,3Ventas de reservas - (10,7) (10,7) - 123,1 123,1 9,8Extensiones y hallazgos 74,7 1,5 76,2 113,5 39,2 152,7 101,7Producción del ejercicio (646,0) (39,1) (685,1) (605,0) (213,9) (818,9) (821,6)Reservas al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> 8.716,3 389,2 9.105,5 9.346,0 2.793,4 12.139,4 11.128,7Participación proporcional en reservasprobadas desarrolladas y nodesarrolladas netas de sociedades noconsolidadas:Al 31 de diciembre de 2006 - 65,7 65,7 - 77,3 77,3 78,58Al 31 de diciembre de 2007 - 60,1 60,1 - 66,9 66,9 71,25Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> - 49,1 49,1 - 75,7 75,7 61,72Reservas probadas desarrolladas netas:Al 31 de diciembre de 2006 3.987,7 232,9 4.220,6 4.115,4 1.758,0 5.873,4 5.199,5Al 31 de diciembre de 2007 5.249,7 209,6 5.459,3 4.635,0 1.741,4 6.376,4 6.562,9Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> 5.346,5 210,9 5.557,4 5.069,9 1.754,9 6.824,8 6.694,9Participación proporcional en reservasprobadas de sociedades no consolidadas:Al 31 de diciembre de 2006 - 36,7 36,7 43,1 43,1 43,9Al 31 de diciembre de 2007 - 33,4 33,4 - 44,2 44,2 40,8Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> - 27,5 27,5 - 47,3 47,3 35,4(1) Incluye reservas de 48,7 millones de barriles de petróleo y 429,2 mil millones de pies cúbicos de gas en <strong>2008</strong>(110,0 millones de barriles de petróleo y 533,0 mil millones de pies cúbicos de gas en 2007; y 134,0 millones de barriles depetróleo y 504,8 mil millones de pies cúbicos de gas en 2006) atribuibles al 41,38% de participación minoritaria enPEPSA, que es consolidada por <strong>Petrobras</strong>.F-144
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(iv) Informaciones sobre cantidades de reservas (Continuación)Durante 2006, la disminución de las reservas se relaciona a revisiones de estimativas previasdebido a las nuevas medidas de nacionalización adoptadas por Bolivia y Venezuela. Lanueva regulación en Venezuela redujo nuestras reservas puesto que PDVSA pasó a ser laprincipal controladora de las compañías criada para operar en los campos con empresasprivadas. En Bolivia, debido a las nuevas regulaciones del gobierno, hubo una disminuciónde las reservas. En Nigeria, el consorcio responsable por el campo Akpo fue formado porTotal, <strong>Petrobras</strong> y por una empresa privada nigeriana denominada Sapetro. El acuerdorealizado por estas compañías determinó que Total y <strong>Petrobras</strong> serían responsables por elcosto de la inversión de la tercera parte y que sería compensado en el futuro con laproducción/reservas de Sapetro.Durante 2006, Sapetro vendió su participación a una empresa de petróleo de China y, comoparte de ese acuerdo, <strong>Petrobras</strong> y Total recibieron el reembolso de las inversionesanteriormente realizadas.El 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, el SEC emitió su regla final, Modernización de los Informes dePetróleo y Gas (Versiones Nos. 33-8995; 34-59192; FR-78). La regla final modifica unaserie de definiciones de las reservas de petróleo y gas y de las exigencias de presentacionesde acuerdo con las Regulaciones SEC S-K y S-X.Las exigencias presentadas por esta regla final entrarán en vigor para el ejercicio terminadoel 31 de diciembre de 2009. La Compañía está actualmente evaluando las reglas finales yaún no ha determinado el impacto general sobre las determinaciones de reservas probadas dela Compañía.F-145
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(v)Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a lascantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellasLa medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos, respecto a lasreservas de petróleo y gas probadas antes mencionadas, es calculada de acuerdo con elSFAS 69. Los ingresos de efectivo estimados futuros a partir de la producción en Brasil soncalculados aplicándose los precios al cierre del ejercicio con base en la metodología deprecios internos de la Compañía para petróleo y gas, a las cantidades de las reservasprobadas estimadas netas al cierre del ejercicio. Los ingresos de efectivo estimados futuros,a partir de la producción respecto al segmento Internacional de la Compañía, son calculadosaplicándose los precios de las cantidades de petróleo y gas al cierre del ejercicio de lasreservas estimadas probadas netas. Los cambios futuros en los precios son limitados a losacuerdos contractuales vigentes al cierre de cada año de reporte. Los costos por futurodesarrollo y producción son estimados como los gastos futuros necesarios para desarrollar yproducir las reservas estimadas probadas al cierre del ejercicio con base en los índices decosto al cierre del ejercicio, asumiendo la continuación de las condiciones económicas alcierre del ejercicio. Los impuestos sobre la renta futuros estimados son calculadosaplicándose los índices apropiados impositivos estatutarios al cierre del ejercicio. Talesíndices reflejan las deducciones permitidas y son aplicados a flujos de efectivo futurosestimados netos antes de impuestos, menos la base impositiva de los respectivos activos.Los flujos de efectivos netos descontados futuros netos son calculados utilizando factores dedescuento del 10% en el medio del período. Este descuento requiere estimación en baseanual de cuando se incurrirán los gastos futuros y cuando se producirán las reservas.Las informaciones suministradas no representan la estimación de la gerencia de <strong>Petrobras</strong> aflujos de efectivo futuros esperados o valor de las reservas de petróleo y gas comprobadas.Las estimaciones de las cantidades de reservas comprobadas son imprecisas y cambian conlas nuevas informaciones. Además, las reservas probables y posibles, que puedenconvertirse en comprobadas en el futuro, se excluyen de los cálculos.F-146
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(v)Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a lascantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellas (Continuación)La evaluación arbitraria prevista en el SFAS 69 requiere premisas sobre el momento y elvalor de los costos de desarrollo y producción en el futuro. Los cálculos se hacen al 31 dediciembre de cada año y no deben ser utilizados como base para una indicación de los flujosde efectivo futuro de <strong>Petrobras</strong> o del valor de sus reservas de petróleo y gas.Brasil Internacional MundialAl 31 de diciembre de <strong>2008</strong>Ingresos de efectivo futuros 298.408 26.349 324.757Costos de producción futuros (163.427) (7.036) (170.463)Costos de desarrollo futuros (41.063) (3.196) (44.259)Gastos por impuesto sobre la renta futuros (33.679) (9.022) (42.701)Flujos de efectivo netos futuros no-descontados 60.239 7.095 67.334Descuento de 10 por ciento a mediados del año a efectos dela época de flujos de efectivo estimados (22.772) (2.540) (25.312)Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados 37.467 4.555 (*) 42.022Participación proporcional en medida estandarizada de flujos deefectivos futuros netos descontados relativa a reservas probadas ensociedades no-consolidadas - 240 240Al 31 de diciembre de 2007Ingresos de efectivo futuros 797.689 35.985 833.674Costos de producción futuros (273.130) (8.563) (281.693)Costos de desarrollo futuros (35.697) (3.265) (38.962)Gastos por impuesto sobre la renta futuros (167.865) (9.683) (177.548)Flujos de efectivos netos futuros no-descontados 320.997 14.474 335.471Descuento de 10 por ciento a mediados del año a efectos dela época de flujos de efectivo estimados (151.144) (5.335) (156.479)Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados 169.853 9.139 (*) 178.992Participación proporcional en medida estandarizada de flujos deefectivos futuros netos descontados relativa a reservas probadas ensociedades no-consolidadas - 792 792Al 31 de diciembre de 2006Ingresos de efectivo futuros 477.051 24.691 501.742Costos de producción futuros (175.483) (5.726) (181.209)Costos de desarrollo futuros (30.185) (2.679) (32.864)Gastos por impuesto sobre la renta futuros (93.914) (7.051) (100.965)Flujos de efectivos netos futuros no-descontados 177.469 9.235 186.704Descuento de 10 por ciento a mediados del año a efectos dela época de flujos de efectivo estimados (83.582) (3.566) (87.148)Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados 93.887 5.669 (*) 99.556Participación proporcional en medida estandarizada de flujos deefectivos futuros netos descontados relativas a reservas probadas ensociedades no-consolidadas - 472 472(*) Incluye US$937 en <strong>2008</strong> (US$1.462 en 2007 y US$1.338 en 2006) atribuible al 41,38% de participación minoritaria enPEPSA, que es consolidada por <strong>Petrobras</strong>.F-147
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS YSUBSIDIARIASINFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DEPETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación)Expresada en millones de Dólares Estadounidenses(excepto cuando específicamente indicado)(v)Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a lascantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellas (Continuación)La tabla siguiente muestra las principales fuentes de cambio en la medida estandarizada dedescuento de los flujos de efectivo descontados netos:Brasil Internacional Mundial<strong>2008</strong> 2007 2006 <strong>2008</strong> 2007 2006 <strong>2008</strong> 2007 2006Saldo al 1º de enero 169.853 93.887 100.477 9.139 5.669 8.899 178.992 99.556 109.376Ventas y transferencias de petróleo y gas,netas de costos de producción (36.982) (26.780) (22.761) (1.785) (1.642) (1.505) (38.767) (28.422) (24.266)Costos de desarrollo habidos 11.744 7.928 6.022 1.587 1.132 817 13,331 9.060 6.839Compras de reservas - - - 285 15 101 285 15 101Ventas de reservas - - - (85) (16) (105) (85) (16) (105)Ampliaciones, hallazgos y mejoras menoscostos relacionados 1.018 3.995 2.509 50 1.902 494 1.068 5.897 3.003Pérdida de participación en Venezuela - - - - - (1.305) - - (1.305)Revisiones de las estimativas decantidades previas 634 15.356 10.373 1.518 677 (1.825) 2.152 16.033 8.548Cambios netos de precios y costos deproducción(188.780) 113.403 (12.698) (7.544) 2.658 (976) (196.324) 116.061 (13.674)Cambios en futuros costos de desarrollo (8.576) (6.524) (5.274) (1.027) (866) (749) (9.603) (7.390) (6.023)Intereses del descuento 16.985 9.389 10.048 1.130 867 1.006 18.115 10.256 11.054Cambio neto en impuestos sobre la renta 71.571 (40.801) 5.191 1.287 (1.257) 817 72.858 (42.058) 6.008Saldo al 31 de diciembre 37.467 169.853 93.887 4.555 9.139 5.669 42.022 178.992 99.556Participación proporcional en medidaestandarizada de flujos de efectivosfuturos netos descontados relativas areservas probadas en sociedadesno-consolidadas - - - 240 792 472 240 792 472F-148
<strong>Petrobras</strong> Internacional Finance Company(Una subsidiaria de propiedad total dePetróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Estados Contables ConsolidadosAl 31 de Diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006,con Parecer de los Auditores IndependientesRegistrados en el PCAOB(Traducción libre del original en inglés)
INFORME DE LA ADMINISTRACIÓN SOBRE CONTROLES INTERNOSREFERENTES AL PROCESO DE PREPARACIÓN Y DIVULGACIÓN DE ESTADOSCONTABLES(Traducción libre del original en inglés)El Directorio de <strong>Petrobras</strong> Internacional Finance Company - PifCo y controladas (“laCompañía”) es responsable por el establecimiento y mantenimiento de controles internoseficaces sobre la emisión de estados contables y por las aseveraciones sobre la efectividad delcontrol interno sobre la emisión de tales estados contables.El control interno sobre la emisión de estados contables de la Compañía es un proceso diseñadopor el Comité de Auditoría de la Compañía, del Presidente y del Director Financiero, yrealizados por el Directorio, la Gerencia y otros empleados, o bajo su supervisión, paraproporcionar una seguridad razonable sobre la confiabilidad de los informes financieros y lapreparación de estados contables consolidados para uso externo, de acuerdo con los principioscontables generalmente aceptados en Estados Unidos de América. El control interno de laCompañía sobre la emisión de estados contables incluye las políticas y procedimientos que (1)están relacionados con el mantenimiento de los registros que, con detalle razonable, reflejan conexactitud y apropiadamente las operaciones y la utilización de los activos de la Compañía; (2)proporcionan una seguridad razonable que las operaciones se registren en la forma necesariapara permitir la preparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principioscontables generalmente aceptados en Estados Unidos de América y que los ingresos y gastos dela Compañía son realizados únicamente con autorizaciones de la gerencia y de los directores dela Compañía y (3) proveen una seguridad razonable en relación a la prevención o detecciónoportuna de la adquisición, uso, o destinación no autorizada de los activos de la Compañía quepuedan afectar de manera significativa los estados contables consolidados.Debido a sus limitaciones inherentes, los controles internos sobre la emisión de informesfinancieros pueden no evitar errores o detectarlos oportunamente. Por lo tanto, incluso lossistemas considerados eficaces pueden proporcionar apenas una seguridad razonable conrelación a la preparación y presentación de los estados contables consolidados. Asimismo, lasproyecciones de cualquier evaluación de efectividad en períodos futuros están sujetas al riesgode que los controles puedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones o aldeterioro del grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos.El Directorio evaluó la eficacia de los controles internos de la Compañía sobre la emisión deestados contables al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, con base en los criterios establecidos en eldocumento Control Interno - Marco Integrado, emitido por el Consejo de las OrganizacionesPatrocinadoras de la Comisión de Treadway (COSO). Con base en esta evaluación, el Directoriollegó a la conclusión que al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, los controles internos de la Compañíasobre la emisión de estados contables son eficaces.Los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables al 31 de diciembrede <strong>2008</strong> fue auditada por KPMG Auditores Independentes, firma de Auditores IndependientesRegistrados de la Compañía, cuya opinión incluida en su informe de fecha 27 de marzo de 2009se adjunta.Daniel Lima de OliveiraServio Túlio da Rosa TinocoPresidenteDirector Financiero27 de marzo de 2009 27 de marzo de 2009
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Companyy controladas(Una empresa subsidiaria de propiedad total dePetróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Estados Contables Consolidados31 de Diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006ÍndiceParecer de los Auditores Independientes Registrados en el PCAOB(*) .........F-152 - 153Estados Contables AuditadosBalances Generales Consolidados...................................................................F-154 - 155Estados de Operaciones Consolidados ..................................................................... F-156Estados de Evolución en el Patrimonio Neto Negativo Consolidados..................... F-157Estados de Flujos de Efectivo Consolidados............................................................ F-158Notas a los Estados Contables Consolidados ................................................... F159 - 179(*) Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos deAmérica (PCAOB – Public Accounting Oversight Board).F-151
Parecer de los Auditores Independientes registrados en elPCAOB (*)Señores Directores y Accionista de<strong>Petrobras</strong> International Finance CompanyHemos auditado los balances generales consolidados de <strong>Petrobras</strong> Internacional FinanceCompany (y subsidiarias) (“la Compañía”) al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y de 2007, y loscorrespondientes estados consolidados de resultados, evolución del patrimonio neto negativo, yde los flujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes al período detres años finalizado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>. También hemos auditado el control internosobre los informes financieros de la Compañía al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, con base en loscriterios establecidos en el Control Interno - Estructura Integrada (Internal Control - IntegratedFramework) emitidos por el Comité de Organizaciones Patrocinadoras de la ComisiónTreadway (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission - COSO). LaAdministración de la Compañía es responsable por los referidos estados contables consolidados,por el mantenimiento del control interno efectivo sobre los informes financieros y por suevaluación de la eficacia del control interno sobre los informes financieros que se incluyen en elInforme de la Administración adjunto, sobre el Control Interno sobre los Informes Financieros.Nuestra responsabilidad es la de emitir una opinión sobre tales estados contables consolidados yuna opinión sobre los controles internos de la Compañía sobre la elaboración de los informesfinancieros con base en nuestras auditorías.Hemos realizado nuestras auditorías de acuerdo con los estándares del Public CompanyAccounting Oversight Board (Estados Unidos de America). Los referidos estándares exigen queplanifiquemos y realicemos las auditorías para obtener una garantía razonable sobre si losestados contables consolidados están libres de errores significativos y sobre si se mantuvo uncontrol interno efectivo sobre los informes financieros consolidados en todos los aspectosimportantes. Nuestra auditoría de los estados contables consolidados incluyó el examen, conbase en test, de las evidencias que sirven de base a las cifras y notas en los estados contablesconsolidados, evaluando los principios contables utilizados y las estimativas importantesrealizadas por la administración, y evaluando la presentación de los estados contablesconsolidados en general. Nuestra auditoría del control interno sobre la elaboración de losinformes financieros consolidados incluyó conseguir un entendimiento del control interno sobrela elaboración de los informes financieros consolidados, evaluación del riesgo de que existaalgún punto débil significativo y comprobación y evaluación del diseño y eficacia operativa delcontrol interno. Nuestra auditoría también incluye la realización de todos los demásprocedimientos que consideramos necesarios en tales circunstancias. Creemos que nuestrasauditorías proporcionan una base razonable para nuestras opiniones.El control interno de una compañía sobre los informes financieros consolidados es un procesodiseñado para proporcionar una garantía razonable sobre la confiabilidad de los informesfinancieros y la preparación de estados contables consolidados para presentación externa, deF-152
acuerdo con los principios contables generalmente aceptados. El control interno de unacompañía sobre los informes financieros incluye las políticas y procedimientos que (1) estánrelacionados con el mantenimiento de registros que reflejan las transacciones y destinaciones delos activos de la compañía de forma precisa y con un detalle razonable; (2) proporcionan unagarantía razonable de que las transacciones han sido registradas en la forma necesaria parapermitir la preparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principioscontables generalmente aceptados y que los ingresos y gastos de la compañía se realizaron,únicamente, de acuerdo con las autorizaciones de la administración y directores de la compañía;y (3) proporcionan una garantía razonable en relación a evitar o detectar oportunamente laadquisición, uso o destinación no autorizada de los activos de la compañía que puedan tener unefecto significativo sobre los estados contables consolidados.Debido a sus limitaciones inherentes, el control interno sobre los informes financierosconsolidados puede no evitar o detectar errores. Por otro lado, las proyecciones de cualquierevaluación de efectividad para períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controlespuedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones, o a que el grado decumplimiento de las políticas y procedimientos se deteriore.En nuestra opinión, los estados contables consolidados anteriormente citados presentanclaramente, en todos los aspectos significativos, la posición financiera de <strong>Petrobras</strong>Internacional Finance Company (y subsidiarias) al 31 de Diciembre de <strong>2008</strong> y de 2007 y losresultados de sus operaciones y de sus flujos de efectivo en caja para cada uno de los añoscorrespondientes al período de tres años finalizado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, en conformidadcon los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de America.Además, en nuestra opinión, <strong>Petrobras</strong> Internacional Finance Company (y subsidiarias)mantuvo, en todos los aspectos significativos, un control interno efectivo sobre los informesfinancieros al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, con base en los criterios establecidos en el ControlInterno - Estructura Integrada, emitido por el COSO.KPMG Auditores IndependentesRío de Janeiro, Brasil27 de marzo de 2009(*) Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos deAmérica (PCAOB – Public Accounting Oversight Board).F-153
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Balances Generales ConsolidadosAl 31 de Diciembre de <strong>2008</strong> y 2007(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)Activo <strong>2008</strong> 2007Activos corrientesEfectivo y equivalentes de efectivo (Nota 3) 287,694 674,915Títulos y valores mobiliarios (Nota 4) 2,598,764 489,077Cuentas a cobrar a proveedoresPartes vinculadas (Nota 5) 24,155,075 14,885,575Otros 489,799 902,329Facturas a cobrar - partes vinculadas (Nota 5) 1,152,627 9,673,301Bienes de cambio (Nota 6) 1,137,179 1,224,635Pagos por adelanto de exportación – partes vinculadas (Nota 5) 415,843 72,496Depósitos restringidos por garantía y otros (Nota 5 e 7) 146,038 79,03030,383,019 28,001,358Bienes de uso 2,143 1,232Inversiones en sociedad no consolidada (Nota 1) 3 -Otros activosTítulos y valores mobiliarios (Nota 4) 1,999,760 3,643,545Facturas a cobrar - partes vinculadas (Nota 5) 412,127 279,574Pagos por adelanto de exportación – partes vinculadas (Nota 5) 331,450 710,925Depósitos restringidos por garantía y gastos pagados por adelantado (Nota 7) 174,299 233,0852,917,636 4,867,129Total del activo 33,302,801 32,869,719Las notas anexadas son parte integrante de los estados contables.F-154
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Balances Generales Consolidados (Continuación)Al 31 de Diciembre de <strong>2008</strong> y 2007(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses, excepto la cantidad de acciones y lautilidad por acción)Pasivo y Patrimonio Neto Negativo <strong>2008</strong> 2007Pasivos corrientesCuentas a pagar a proveedoresPartes vinculadas (Nota 5) 1,712,070 1,686,479Otros 635,977 1,180,955Facturas a pagar - partes vinculadas (Nota 5) 25,352,728 23,977,731Financiaciones a corto plazo (Nota 8) - 5,201Monto corriente de la deuda no corriente (Nota 8) 197,769 704,911Interés devengado (Nota 8) 103,930 78,709Otros pasivos corrientes (Nota 5) 9,746 51,94128,012,220 27,685,927Pasivo no corrienteDeuda no corriente (Nota 8) 5,883,376 5,186,7895,883,376 5,186,789Patrimonio Neto NegativoAcciones autorizadas y emitidasAcciones ordinarias - 300,050,000 acciones, con valor de US$ 1 dólarestadounidense (Nota 10) 300,050 300,050Adicional pagado en capital 266,394 53,926Pérdidas acumuladas (1,120,147) (347,549)Otros ingresos globalesPérdida en “hedge” de flujo de efectivo (39,092) (9,424)(592,795) (2,997)Total del pasivo y patrimonio neto negativo 33,302,801 32,869,719Las notas anexadas son parte integrante de los estados contables.F-155
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Estados de Operaciones ConsolidadosAl 31 de Diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses, excepto utilidad/(pérdida) neta pormontos de acciones)Ejercicios terminados el31 de Diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Ventas de petróleo crudo, productos de petróleo y serviciosPartes vinculadas (Nota 5) 23,797,304 14,679,385 14,236,511Otros 18,645,503 12,052,646 7,833,26342,442,807 26,732,031 22,069,774Costo de ventasPartes vinculadas (Nota 5) (14,431,172) (8,874,800) (8,121,994)Otros (27,799,952) (17,435,987) (13,778,560)Gastos de ventas, generales y administrativosPartes vinculadas (Nota 5) (341,668) (182,424) (189,667)Otros (220,527) (112,257) (17,678)Otros gastos operatives (Nota 9) (577,128) - -(43,370,447) (26,605,468) (22,107,899)(Gastos)/Ingresos de operación (927,640) 126,563 (38,125)Participación en los resultados de sociedad no consolidada (2) - -Ingresos financierosPartes vinculadas (Nota 5) 1,655,709 1,697,955 999,204Ganancias sobre instrumentos derivados (“hedge”)Partes Vinculadas (Nota 5) 1,822 8,027 -Otros (Nota 12) 500,088 56,312 32,406Inversiones financieras 145,371 280,379 214,431Otros 21,892 27,264 39,1252,324,882 2,069,937 1,285,166Gastos financierosPartes vinculadas (Nota 5) (1,322,342) (1,588,246) (722,434)Pérdidas sobre instrumentos derivados (“hedge”)Partes Vinculadas (Nota 5) (30,719) - -Otros (Nota 12) (384,908) (148,356) (19,607)Financiaciones (413,305) (406,303) (496,964)Otros (18,786) (25,013) (218,761)(2,170,060) (2,167,918) (1,457,766)Financiero, neto 154,822 (97,981) (172,600)Variación cambiaria, neta (2,836) (24) 32Otros ingresos, netos 3,058 412 168(Pérdida)/utilidad neta del ejercicio (772,598) 28,970 (210,525)(Pérdida)/utilidad neta por acción del ejercicio – US$ (2.57) 0.10 (2.72)Las notas anexadas son parte integrante de los estados contables.F-156
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Estados de Evolución en el Patrimonio Neto Negativo ConsolidadosAl 31 de Diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)Ejercicios terminados el 31 deDiciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Acciones ordinariasSaldo al 1º de enero 300,050 300,050 50Aumento de Capital - - 300,000Saldo al final del ejercicio 300,050 300,050 300,050Adicional pagado en capitalSaldo al 1º de enero 53,926 53,926 173,926Aumento de capital 212,468 - (120,000)Saldo al final del ejercicio 266,394 53,926 53,926Pérdidas acumuladasSaldo al 1º de enero (347,549) (376,519) (165,994)(Pérdida)/utilidad neta del ejercicio (772,598) 28,970 (210,525)Saldo al final del ejercicio (1,120,147) (347,549) (376,519)Otros ingresos globalesPérdida en “hedge” de flujo de efectivoSaldo al 1º de enero (9,424) (2,207) -Cambio en el ejercicio (29,668) (7,217) (2,207)Saldo al final del ejercicio (39,092) (9,424) (2,207)Total del patrimonio neto negativo (592,795) (2,997) (24,750)Las notas anexadas son parte integrante de los estados contables.F-157
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Estados de Flujos de Efectivo ConsolidadosAl 31 de Diciembre de <strong>2008</strong>, 2007 y 2006(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)Ejercicios terminados el31 de Diciembre de<strong>2008</strong> 2007 2006Flujos de efectivo de las actividades operativas(Pérdida) / utilidad neta del ejercicio (772,598) 28,970 (210,525)Ajustes para conciliar (pérdida) / utilidad neta y efectivoneto generado por actividades operativasDepreciación, amortización de gastos pagados por adelantado yamortización de deuda 2,993 7,909 20,725Pérdidas en los bienes de cambio 144,866 - -Participación en los resultados de sociedad no consolidada 2 - -Reducción (aumento) en los activosCuentas a cobrar a proveedoresPartes vinculadas (9,228,606) (4,475,358) (1,905,623)Otros 412,006 (66,892) (622,734)Pagos por adelantados de exportación -partes vinculadas 36,128 (251,256) 411,760Otros activos 930 (903,409) (242,283)Aumento en el pasivoCuentas a pagar a proveedoresPartes vinculadas 625,591 543,631 192,116Otros (544,978) 58,969 505,910Otros pasivos 174,570 (152,547) (116,758)Efectivo neto utilizado en actividades operativas (9,149,096) (5,209,983) (1,967,412)Flujos de efectivo de actividades de inversiónTítulos y valores mobiliarios, netos (465,902) (2,335,756) 451,775Facturas a cobrar - partes vinculadas, netas 493,024 (3,608,351) (2,342,359)Bienes de uso (1,612) (904) (460)Inversiones en sociedad consolidada (5) - -Efectivo neto generado (utilizado) en actividades de inversión 25,505 (5,945,011) (1,891,044)Efectivo neto generado por actividades de financiaciónDeuda corriente, neta de emisiones y amortizaciones (5,201) (143,246) (191,056)Resultados de emisiones de deuda no corriente 836,815 1,737,162 982,280Pagos del principal de la deuda no corriente (722,060) (1,557,783) (1,731,726)Préstamos no corrientes – partes vinculadas netas 8,626,816 18,630,887 (2,268,898)Ganancias de préstamos no corriente – partes vinculadas - - 7,347,923Pagos del principal de préstamos no corriente -partes vinculadas - (7,347,923) -Efectivo neto generado por actividades de financiación 8,736,370 11,319,097 4,138,523(Reducción)/ aumento de efectivo y equivalentes de efectivo (387,221) 164,103 280,067Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 674,915 510,812 230,745Efectivo y equivalentes de efectivo al final del ejercicio 287,694 674,915 510,812Informaciones suplementarias sobre el flujo de efectivo:Efectivo pagado durante el año porInterés 1,517,259 2,096,165 1,371,169Impuesto a la renta 1,977 1,089 113Transacciones de inversión y financiaciónque no representan efectivoAumento del capital a través de la conversión de préstamos a pagar - - 180,000Contribución de capital debido a la adquisición y venta de la PlataformaP-37 por medio de préstamos (Nota 10) 212,468 - -Transferencia a Brasoil de títulos a cobrar y a pagar (Nota 5 (v)) 8,231,299 - -Pago de cuentas a pagar por medio de préstamos de <strong>Petrobras</strong> 600,000 - -Las notas anexadas son parte integrante de los estados contables..F-158
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)1. La Empresa y sus Operaciones<strong>Petrobras</strong> International Finance Company – (“PifCo” o “la Compañía”) fue fundadaen las Islas Caimán el 24 de Septiembre de 1997 y opera como una subsidiaria depropiedad total de <strong>Petrobras</strong>.PifCo compra petróleo crudo y derivados de petróleo de terceros y los vende a<strong>Petrobras</strong> añadiendo una prima, en base de pago diferido. PifCo también comprapetróleo crudo y productos derivados de petróleo de <strong>Petrobras</strong> y los vende fuera deBrasil. De la misma forma, las actividades y transacciones inter-compañía y, por lotanto, la posición financiera y el resultado de las operaciones de la Compañía, se venafectadas por las decisiones tomadas por <strong>Petrobras</strong>. Adicionalmente, la Compañíavende petróleo y productos derivados de petróleo de terceros y para terceros y partesrelacionadas principalmente fuera de Brasil. Las operaciones comerciales serealizan de acuerdo con las condiciones normales de mercado y a precioscomerciales. PifCo también actúa en el mercado internacional de préstamos decapital como parte de la estrategia financiera y operativa de capital.Las informaciones siguientes son una descripción breve de cada una de lascontroladas de propiedad total de la Compañía:<strong>Petrobras</strong> Singapore Private Limited<strong>Petrobras</strong> Singapore Private Limited (“PSPL”), con sede en Singapur, fueincorporada en abril de 2006 para negociar petróleo crudo y productos derivados delpetróleo con respecto a las actividades de negociación en Asia.PSPL ha adquirido una participación del 50% en PM Bio Trading Private Limited,una “joint venture” con Mitsui & Co. LTD con sede en Singapur para comercializaretanol y realizar otras actividades relacionadas, enfocándose principalmente en elmercado japonés. PM Bio Trading Private Limited tiene previsto comenzar susoperaciones en 2010.<strong>Petrobras</strong> Finance Limited<strong>Petrobras</strong> Finance Limited (“PFL”), con sede en las Islas Caimán, junto con elprograma de amortización financiera de exportaciones estructurado de la Compañía,por lo cual PFL compra combustible de <strong>Petrobras</strong> y vende estos productos en elmercado internacional, incluyendo ventas a clientes designados, de forma quegenera cuentas por cobrar para cubrir la deuda de venta de créditos futuros. Hasta el1º de junio de 2006, PFL también compró combustible utilizable en el transportemarítimo de <strong>Petrobras</strong>. Algunas de las ventas fueron realizadas a través desubsidiarias de <strong>Petrobras</strong>.F-159
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)1. La Empresa y sus Operaciones (Continuación)<strong>Petrobras</strong> Europe Limited<strong>Petrobras</strong> Europe Limited (“PEL”), con sede en el Reino Unido, consolida lasactividades financieras y comerciales europeas de la <strong>Petrobras</strong>. Estas actividadesconsisten en la consultoría y negociación de los términos y condiciones parapetróleo crudo y derivados del petróleo suministrado a PifCo, PSPL, <strong>Petrobras</strong>Paraguay, <strong>Petrobras</strong> International Braspetro B.V. – PIB BV y <strong>Petrobras</strong>, así como lael mercado del petróleo crudo brasileño y otros productos derivados exportados a lasáreas geográficas en las cuales la Compañía opera. PEL actúa como consultor enrelación a estas actividades y no asume riesgos financieros o comerciales.Bear Insurance Company LimitedBear Insurance Company Limited (“BEAR”), con sede en Bermudas, contrataseguros para <strong>Petrobras</strong> y sus subsidiarias.2. Bases de Presentación de los Estados ContablesLos estados contables consolidados fueron preparados de acuerdo a los principioscontables generalmente aceptados en los Estados Unidos de América (US GAAP).La preparación de estos estados contables requiere el uso de estimativas ysuposiciones que afectan los activos, pasivos, ingresos y gastos presentes en losestados contables consolidados, así como los montos incluidos en las notas anexas aellos.(a) Conversión en moneda extranjeraLa moneda funcional de la Compañía es el dólar estadounidense. Todos losactivos y pasivos monetarios denominados en otra moneda que no sea el dólarestadounidense son convertidos en dólares estadounidenses usando los tipos dede cambio vigentes. El efecto de las variaciones en las monedas extranjeras seregistra en el estado de operaciones como gasto o ganancias financieras.(b) Efectivo y equivalentes de efectivoLos equivalentes de efectivo consisten en inversiones altamente disponibles quese pueden convertir inmediatamente en efectivo y tienen un vencimiento originalde tres meses, o menos, en la fecha de adquisición.F-160
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación)(c) Títulos y valores mobiliariosLos títulos y valores mobiliarios se contabilizan según SFAS No. 115 –Contabilización de Determinadas Inversiones en Títulos de Deuda y Acciones(“SFAS 115”) y han sido clasificados por la Compañía como disponibles paraventa o negociables con base en las estrategias seguidas con relación a talestítulos. Los títulos y valores mobiliarios clasificados como negociables son decorto plazo según su naturaleza, ya que la inversión se espera liquidar, vender ousar para necesidades de efectivo corriente. Los títulos y valores mobiliariosclasificados como disponibles para venta son de largo plazo por naturaleza, yaque no se espera que las inversiones se vendan o se liquiden de cualquier otraforma en los próximos doce meses.Los títulos para negociación son ajustados a valor corriente a través de lasganancias del período actual, los títulos disponibles para venta son ajustados avalor corriente a través de otros ingresos globales, y los títulos mantenidos hastala fecha de vencimiento se registran al costo histórico. No hay transferenciasentre categorías de inversiones.(d) Cuentas a cobrar a proveedoresLas cuentas a cobrar se registran a los valores de realización estimados. Se hahecho una provisión para cuentas de cobro dudoso por un valor consideradosuficiente por la administración para hacer frente a las probables pérdidas futurasrelativas a cuentas incobrables.(e) Facturas a cobrarSobre las facturas a cobrar inciden tasas de interés y se registran a los valores derealización estimados. Están relacionados a préstamos realizados entre laCompañía y subsidiarias de <strong>Petrobras</strong>.(f) Bienes de cambioLos bienes de cambio se expresan al menor del costo medio ponderado o valorde mercado.(g) Depósitos restringidos y garantíasDepósitos restringidos y garantías representan valores que están en la custodiade terceros conforme requerido en los compromisos contractuales de laCompañía. Los depósitos se hacen en efectivo y registrados en el valorfinanciado.F-161
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación)(h) Gastos pagados por adelantadoLos gastos pagados por adelantados se componen exclusivamente de costosfinancieros diferidos relacionados con la emisión de deuda de la Compañía y seamortizan sobre los términos de la deuda relacionada. El balance no amortizadode costos financieros diferidos fue de US$ 40,608 y US$ 60,486 al 31 dediciembre de <strong>2008</strong> y 2007, respectivamente.(i) Bienes de usoLos bienes de uso se registran por su costo y se deprecian de acuerdo con su vidaútil estimada.(j) Pasivos corrientes y no corrientesEstos son calculados en montos conocidos o estimados incluyendo, cuando seaplica, el interés acumulado.(k) Ingresos no recibidosLos ingresos no recibidos representan el premio no ganado cargado por laCompañía a <strong>Petrobras</strong> y a Alberto Pasqualini - Refap S.A. (“Refap”) paracompensar sus costos financieros. El premio se factura a <strong>Petrobras</strong> y a Refap enel momento en que el producto relacionado se vende, y es diferido y reconocidocomo ganancia como un componente de los ingresos financieros en una baselineal en el período de recolección, que varía entre 120 a 330 días, paraequiparar el premio facturado con los gastos financieros de la Compañía. Losingresos no devengados fueron reclasificados para cuentas a cobrar.(l) Ingresos, costos, renta y gastosPara todas las transacciones con terceros y partes vinculadas, los ingresos sereconocen de acuerdo con el Boletín 104 de Contabilidad del Personal de laComisión de Títulos y Cambio (SEC - Security & Exchange Commission- StaffAccounting Bulletion 104) de los Estados Unidos - Reconocimiento de Ingresos.Los ingresos por petróleo crudo y derivados de petróleo se reconocen según elcriterio de lo devengado cuando existe evidencia convincente de un acuerdo bajola forma de un contrato válido, ha ocurrido la entrega o el título ha sidotransferido, el precio es fijo o fácil de determinar y la colectivilidad estágarantizada razonablemente. Los costos se reconocen cuando se incurre en ellos.La renta y los gastos incluyen intereses financieros y cargos, en tasas o índicesoficiales, relacionados a activos y pasivos corrientes y no corrientes y, en loscasos en que aplique, los efectos derivados del ajuste de activos al mercado o alvalor realizable.F-162
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación)(l) Ingresos, costos, renta y gastos (Continuación)Las principales transacciones comerciales de la Compañía son las siguientes:Importación - la Compañía compra de proveedores fuera de Brasil(principalmente de terceros) y vende a <strong>Petrobras</strong> y sus subsidiarias brasileñas.Exportación - la Compañía compra de <strong>Petrobras</strong> y vende a clientes fuera deBrasil.Off-shore - la Compañía compra y vende principalmente fuera de Brasil, entransacciones con terceros y partes vinculadas.(m) Impuesto a la rentaLa Compañía contabiliza los impuestos a la renta usando un enfoque de activo ypasivo, el cual requiere el reconocimiento de impuestos pagaderos oreembolsables para el año corriente y pasivos y activos de impuestos diferidosque representan los impuestos futuros en consecuencia de eventos que han sidoreconocidos en los estados contables o declaración de renta de la Compañía. Elcálculo de impuestos corrientes y diferidos sobre activos y pasivos se basa en lasdisposiciones de la legislación sobre impuestos en los países en los que laCompañía y sus controladas operan (Reino Unido, Bermudas, Singapur e IslasCaimán en <strong>2008</strong>, 2007 y 2006). Los impuestos diferidos sobre activos sereducen al monto de cualesquier beneficios fiscales cuando, sobre la base deevidencia disponible, tales beneficios puedan no realizarse. Las Islas Caimán ylas Bermudas no tienen requisitos de impuestos corporativos, por lo tanto laCompañía no tiene provisión de impuestos para las localidades y las operacionesen el Reino Unido o Singapur no generaron provisiones para impuestos diferidosen <strong>2008</strong> y 2007.(n) Contabilización de derivados y actividades de “hedging”La Compañía adoptó SFAS No. 133 - Contabilización de InstrumentosDerivados y Operaciones de “Hedging”, juntamente con sus enmiendas einterpretaciones que se denominan colectivamente en este documento como“SFAS 133”. SFAS 133 requiere que todos los instrumentos derivados seregistren en el balance general de la Compañía como un activo o como un pasivoy sea medido al valor justo. SFAS 133 requiere que los cambios en el valor justode los derivados se reconozcan en el estado de resultados a menos que secumplan criterios contables específicos del “hedge”, y los determinados por laCompañía. Para los derivados contabilizados como “hedges”, los ajustes al valorjusto se contabilizan en el estado de resultados o em “Otros ingresos globalesacumulados”, un componente del patrimonio neto, dependiendo del tipo de“hedge” contable y el grado de efectividad de la operación de “hedge”.F-163
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación)(n) Contabilización de derivados y actividades de “hedging” (Continuación)La Compañía usa derivados del tipo “non-hedging” para reducir el riesgo deprecios desfavorables para las compras de petróleo crudo y productos derivadosde petróleo. Estos instrumentos son valuados a valor de mercado con lasganancias o pérdidas relacionadas y son reconocidos como ingresos financieroso gastos financieros.La Compañía también usa instrumentos financieros derivados del tipo “nonhedging”para reducir el riesgo de oscilaciones desfavorables en el tipo decambio en su financiación denominada en divisas extranjeras... Las ganancias ypérdidas a partir de los cambios en el valor justo de estos contratos sonreconocidas como ingresos financieros o gastos financieros.La Compañía también usa derivados de “hedge” para proteger el cambio de lastasas de interés en diferentes monedas. Estos derivados de “hedging” utilizadosasí como el riesgo protegido por el “hedge” se contabilizan en un modelo deflujo de efectivo. Con base en este modelo, las ganancias y pérdidas asociadas alinstrumento derivado son diferidas y registradas en “Otras Utilidades IntegralesAcumuladas” hasta el momento en que la transacción de “hedge” impacte losresultados, considerando la excepción de cualquier “hedge” inefectivo, que seregistran directamente en las ganancias.(o) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente• EITF No. 08-6, Consideraciones Contables sobre le Método de laEquivalencia Patrimonial (“EITF No. 08-6”)En noviembre de <strong>2008</strong>, FASB llegó a un consenso sobre la Cuestión No. 08-6, del Grupo de Trabajo de Asuntos Emergentes “Consideraciones sobre laContabilización de Inversiones por el Método de la EquivalenciaPatrimonial” (“EITF 08-6”), que foi emitida para aclarar como la aplicaciónde la contabilización por el método de la equivalencia patrimonial seríaafectada por el SFAS No. 141(R) and SFAS 160. El EITF 08-6, entre otrosrequisitos, determina que un inversor por el método de la equivalenciapatrimonial será responsable por una emisión de acciones de la empresa en laque tiene participación como si el inversor hubiera vendido una participaciónproporcional de su inversión. Cualquier ganancia o pérdida para el inversor,resultante de una emisión de acciones de la empresa en la que tieneparticipación se reconocerá en las utilidades. Esta emisión entra en vigor apartir del 1º. de enero de 2009 y se aplicará prospectivamente.F-164
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación)(p) Pronunciamientos de contabilidad adoptados recientemente• Pronunciamiento No. 157 de FASB, Mediciones de Valor Justo(“SFAS 157”)A partir del 1o. de enero de <strong>2008</strong>, la Compañía adoptó el SFAS 157, que fueenmendado en febrero de <strong>2008</strong> por FASB Staff Position (FSP) SFAS No.157-1, “Aplicación de SFAS 157 a SFAS 13 y sus PronunciamientosContables Interpretativos Relacionados que tratan sobre Transacciones deArrendamiento”, y por FSP SFAS 157-2, Fecha de entrada en vigor de SFAS157, que aplazó la aplicación por parte de la Compañía de SFAS 157 paraactivos y pasivos no financieros no recurrentes hasta el 1° de enero de 2009.SFAS 157 sufrió otra enmienda en octubre de <strong>2008</strong> por medio del FSP SFAS157-3, “Determinación del Valor Justo de un Activo Financiero Cuando elMercado para el Referido Activo no está Activo”, que aclara la aplicacióndel SFAS 157 para los activos que participan en mercados inactivos.SFAS 157 define el valor justo, establece un marco para la medición delvalor justo y expande las divulgaciones sobre las mensuraciones del valorjusto, sin embargo no exige ningún tipo de nueva medición de valor justopero se aplicará a activos y pasivos que tengan exigencia de sercontabilizados por el valor justo de acuerdo con otros estándares contables.La implantación del SFAS 157 no tuvo ningún impacto significativo en losestados contables consolidados de la Compañía a no ser las divulgacionesadicionales que se han incorporado en la Nota 12 de estos estados contables.• Pronunciamiento No. 159 de FASB “La Opción de Valor Justo paraActivos y Pasivos Financieros” (“SFAS 159”)En febrero de 2007, FASB emitió SFAS 159, que permite la medición dedeterminados instrumentos financieros al valor justo. Las entidades puedenoptar por medir los ítems elegibles al valor justo en fechas de eleccióndeterminadas, informando las pérdidas y ganancias no realizadas sobre talesítems en cada ejercicio siguiente. La Compañía adoptó este Pronunciamientoa partir del 1° de enero de <strong>2008</strong>, pero no realizó una elección de valor justoen ese momento ni durante el período restante de <strong>2008</strong> para ninguno de losinstrumentos financieros que todavía no se habían registrado por el valorjusto de acuerdo con otros estándares contables. Por lo tanto, la adopción deSFAS 159 no causó un impacto significativo sobre los estados contablesconsolidados de la Compañía.F-165
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación)(p) Pronunciamientos de contabilidad adoptados recientemente (Continuación)• Pronunciamiento No. 161 de FASB, Divulgaciones sobre InstrumentosDerivados y Actividades de “Hedging” - enmienda al FASB No. 133(“SFAS 161”)En marzo de <strong>2008</strong>, FASB emitió el SFAS 161, que aumenta las exigenciasde información del Pronunciamiento FASB No. 133, “Contabilización deInstrumentos Derivados y Actividades de Hedging” (“SFAS 133”) einterpretaciones relacionadas. Este pronunciamiento exige mejoresinformaciones sobre (a) cómo y por qué una sociedad usa instrumentosderivados, (b) cómo los instrumentos derivados y los ítems protegidos por“hedge” relacionados se contabilizan de acuerdo con SFAS 133 y susinterpretaciones relacionadas, y (c) cómo los instrumentos derivados y losítems protegidos por “hedge” relacionados afectan la posición financiera, eldesempeño financiero y los flujos de efectivo de una sociedad. Estepronunciamiento está en vigor para los estados contables parciales y anualesya a partir del primer trimestre de 2009. La Compañía adoptó precozmente elSFAS 161, y su implantación no ha causado un impacto significativo sobrelos estados contables consolidados de la Compañía a no ser lasinformaciones adicionales que se han incorporado en la Nota 12.3. Efectivo y Equivalentes de Efectivo<strong>2008</strong> 2007Efectivo y bancos 92,857 20,925Depósitos a plazo y fondos de inversión a corto plazo 194,837 653,990287,694 674,915F-166
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)4. Títulos y Valores MobiliariosTítulo VencimientoTotalTasa de interés poraño <strong>2008</strong> (i) 2007 (i)Disponible para venta (iii) Clep (ii) 2014 8% 759,319 867,794Disponible para venta (iii) Marlim (ii) <strong>2008</strong>-2011 7.4% + IGPM(*) 258,046 352,911Mantenido hasta el vencimiento Charter (ii) 2009 2.52% hasta al 4.48% 884,311 699,261Mantenido hasta el vencimiento NTS (ii) 2009-2014 3.12%/3.82% 595,013 576,687Mantenido hasta el vencimiento NTN (ii) 2009-2014 3.12%/3.82% 533,426 519,874Mantenido hasta el vencimiento Mexilhão (ii) 2009 3.03% hasta al 3.75% 443,878 255,371Mantenido hasta el vencimiento Gasene (ii) 2009 3.60%/4.13% 332,512 224,142Mantenido hasta el vencimiento PDET (ii) 2019 4.86%/4.87% 355,984 204,986Mantenido hasta el vencimiento TUM (ii) 2010 3.40%/3.78%/3.82% 436,035 274,593Mantenido hasta el vencimiento Terceros - 157,0034,598,524 4,132,622Menos: Balances corrientes (2,598,764) (489,077)1,999,760 3,643,545(*) IGPM – Índice General de Precios de Mercado, calculado por el Instituto Brasileño de Economía (IBRE) dela Fundación Getúlio Vargas (FGV).(i) Los balances incluyen interés y principal.(ii) Los títulos mantenidos por el fondo respectivo para las empresas de propósito especial del grupo,establecidos para apoyar los proyectos de infraestructura de <strong>Petrobras</strong>, no son títulos negociados en dólares.(iii) Cambios en el valor justo relacionado a los títulos clasificados como disponibles para venta, de acuerdo conSFAS 115, son mínimos y se incluyeron en los Estados de Operaciones como ingresos o gastos financieros.(iv) Títulos emitidos por las Compañías Nova Transportadora Nordeste - NTN y Nova Transportadora Sudeste -NTS (dos Empresas de Propósito Especial de <strong>Petrobras</strong> relacionadas con el Proyecto Malhas) (ver la Nota 8(vi)).Los títulos y valores mobiliarios comprenden los montos que la Compañía hainvertido en las carteras exclusivas de un fondo de inversiones, operadasexclusivamente por PifCo, que detiene algunos títulos del grupo <strong>Petrobras</strong> entre susotras inversiones.F-167
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)5. Partes vinculadasPetroleo Brasileiro S.A.-<strong>Petrobras</strong><strong>Petrobras</strong> InternacionalBraspetro B.V.-PIB.B.V.y sus controladasDownstreamParticipações S.A. y suscontroladas Otros <strong>2008</strong> 2007Activos corrientesTítulos y valores mobiliarios (iv) - - - 2,598,764 2,598,764 407,564Cuentas a cobrar, principalmente de ventas (i) e (vi) 23,102,681 84,603 967,425 366 24,155,075 14,885,575Facturas a cobrar - 1,145,315 - 7,312 1,152,627 9,673,301Pagos por adelantado de exportación 100,039 - - 315,804 415,843 72,496Otros - 1,822 - - 1,822 1,453Inversiones en compañias no consolidadas - - - 3 3 -Otros activosTítulos y valores mobiliarios (iv) - - - 1,999,760 1,999,760 3,568,055Facturas a cobrar - 412,127 - - 412,127 279,574Pagos por adelantado de exportación 331,450 - - - 331,450 710,925Pasivo corrienteCuentas a pagar a proveedores 1,570,908 89,792 51,370 - 1,712,070 1,686,479Facturas a pagar (ii) e (v) 25,352,728 - - - 25,352,728 23,977,731Otros 235 235 -Pasivo no corrienteFacturas a pagar - -Declaración de operaciones 2006Ventas de petróleo crudo, productos de petróleo y servicios 19,040,201 2,023,065 2,708,788 25,250 23,797,304 14,679,385 14,236,511Compras (iii) (11,660,028) (2,184,855) (586,289) - (14,431,172) (8,874,800) (8,121,994)Gastos de ventas, generales y administrativos (294,080) (47,570) - (18) (341,668) (182,424) (189,667)Ingresos financieros 1,470,424 92,956 57,375 36,776 1,657,531 1,699,307 999,204Gastos financieros (1,319,102) (30,719) (122) (3,118) (1,353,061) (1,588,246) (722,434)Participación en los resultados de sociedades no consolidadas - - - (2) (2) - -Operaciones comerciales entre PifCo y sus compañías controladas y afiliadas son efectuadas bajo condiciones normales de mercado y a precios comerciales, con excepción de ventas de petróleo y productos de petróleo para <strong>Petrobras</strong>, las cuales tienenun acuerdo de período ampliado consistente con la formación de PifCo como una entidad de financiación, y incluye cargas financieras habidas durante el período ampliado de pago.Algunas afiliadas de PifCo y PFL, que son subsidiarias de <strong>Petrobras</strong>, sirven como agentes en lo que se refiere a ventas de exportación a determinados clientes bajo el programa de prepago de exportación. Estas transacciones fueron clasificadas comotransacciones de parte relacionada para los fines de este estado contable consolidado.Las transacciones fueron realizadas para apoyar la estrategia financiera y operacional de la empresa Petróleo Brasileiro S.A. – <strong>Petrobras</strong>.(i) Cuentas a cobrar de partes vinculadas principalmente de ventas de petróleo crudo hechas por la Empresa para <strong>Petrobras</strong>, con condiciones de pago ampliadas hasta 330 días.(ii) Pasivo corriente - facturas a pagar relacionadas a préstamos ejecutados entre la Empresa y Petrobrás. El interés anual es 5.86%.(iii) Compras de las partes vinculadas se presentan al costo de ventas de la declaración de operaciones.(iv) Ver la Nota (4).(v) En enero de <strong>2008</strong>, PifCo autorizó la transferencia a Braspetro Oil Services Company - Brasoil de sus contratos de efectos a cobrar por el monto total de US$ 8,203,289 en los cuales <strong>Petrobras</strong> International Braspetro B.V. - PIB BV, <strong>Petrobras</strong> Netherlands B.V. - PNBV yAgri Development B.V. - AGRI B.V. son contrapartes. De la misma forma, fue recomendado a Brasoil que asumiera obligaciones por el valor exacto de los contratos de efectos a cobrar que PifCo mantiene con <strong>Petrobras</strong>. En julio de <strong>2008</strong>, PifCo autorizó la transferencia aBraspetro Oil Services Company – Brasoil de sus contratos de efectos a cobrar por el monto total de US$ 28,010 en los cuales <strong>Petrobras</strong> Netherlands B.V. - PNBV es contraparte. De la misma forma, fue recomendado a Brasoil que asumiera obligaciones por el monto exactode los contratos de efectos a cobrar que PifCo mantiene con <strong>Petrobras</strong>.(vi) Los ingresos no devengados en relación a cargas financieras incidentes durante el período ampliado de pago de las operaciones comerciales concedido por PifCo a partes relacionadas se presentan como activos en cuentas a cobrar – partes relacionadas.F-168
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)6. Bienes de Cambio<strong>2008</strong> 2007Petróleo crudo 733,161 816,127Derivados de petróleo 331,827 408,508LNG 72,191 -1,137,179 1,224,635Los bienes de cambio se presentan por el menor costo del mercado. Al 31 dediciembre de <strong>2008</strong>, los bienes de cambio habían tenido una reducción deUS$ 144,866 (ver la Nota 9), debido a los recientes desplomes en los precios delpetróleo en el mercado internacional, que se clasificaron como otros gastosoperativos en el estado de operaciones. La Compañía adoptó el valor realizable parafines de “impairment” de bienes de cambio.7. Depósitos Restringidos y GarantíasPifCo tiene depósitos restringidos con instituciones financieras que son requeridoscomo consecuencia de obligaciones contractuales en acuerdos financieros. El montoclasificado en activos no corrientes se compone de depósitos: (i) US$ 38,250relacionados con emisiones de “Senior Notes” por un monto total de US$ 600,000.Las garantías relacionadas a los financiamientos se mantendrán hasta el vencimientode éstos y se requieren sobre el acuerdo de la deuda relacionada; y (ii) conforme alAcuerdo de Depósito, Compromiso e Indemnización del 29 de Abril de 2005, PifCogarantió la deuda de la Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE, unasubsidiaria de su empresa matriz. De acuerdo con las condiciones de esta garantía,PifCo depositó US$ 95,949 en una cuenta en custodia que va a ser utilizado parasatisfacer las deudas de la Sociedade Fluminense de Energia en caso deincumplimiento.F-169
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)8. FinanciacionesCorrienteNo Corriente<strong>2008</strong> 2007 <strong>2008</strong> 2007Instituciones financieras (i) (v) (vi) 142,599 311,471 989,181 1,040,000“Senior notes” (ii) (v) 11,099 238,474 235,350 235,350“Global step-up notes” (ii) (v) 130,772 -Venta de derechos para créditos futuros (iii) 69,657 69,012 481,450 548,400Activos relacionados para pagos por adelantado de exportación paraser compensados contra ventas de derechos de créditos futuros (iii) - - (150,000) (150,000)“Global notes” (ii) (v) (vii) (viii) 76,165 37,337 3,941,135 3,200,209“Japanese yen bonds” (iv) 2,179 1,755 386,260 312,830301,699 788,821 5,883,376 5,186,789Financiaciones - 5,201 5,883,376 5,186,789Monto corriente de la deuda no corriente 197,769 704,911 - -Intereses devengados 103,930 78,709 - -301,699 788,821 5,883,376 5,186,789(i)Los préstamos de la Empresa en dólares se obtienen principalmente a partir de bancos comerciales e incluyen líneas decrédito, que tienen como objetivo principal la compra de petróleo crudo y derivados del petróleo, y con tasas de interésque varían del 3.03% al 5.60% al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>. La tasa promedio ponderada de préstamos para deudas acorto plazo al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007 fue del 3.59% y 5.59%, respectivamente.El 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007, la Empresa había utilizado completamente todas las líneas de créditoespecíficamente asignadas para compras de petróleo crudo y derivados del petróleo importados.(ii)(iii)(iv)El 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo en abierto de primas netas sobre reemisiones ascendía a US$ 2,082 yUS$ 10,273, respectivamente, no hay saldo en abierto al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>. PifCo registró gastos por un montototal de US$ 160,048 debido a liquidación de deuda durante el período terminado el 31 de diciembre de 2006 (ver la Nota8(v)). En lo que se refiere a la Oferta de Cambio (ver Nota 8(viii)) PifCo pagó US$ 54,812 en relación al monto anterior elvalor nominal de los Títulos antiguos canjeados. Este valor se asoció a los nuevos Títulos y se está amortizando de acuerdocon el método de interés efectivo.En mayo de 2004, PFL y PF Export Trust (el Trust) realizaron una enmienda al contrato de “Trust Agreement” permitiendoque los “Junior Trust Certificates” sean compensados contra las Notas Relacionadas, en lugar de ser totalmente pagadasdespués del cumplimiento de todas las obligaciones relacionadas con los “Senior Trust Certificates”. El efecto de estaenmienda es que los montos relacionados con los “Junior Trust Certificates” fueron presentados netos, en lugar de brutos, enlos presentes estados contables, y así US$ 150,000 han sido reducidos del financiamiento de “deuda a largo plazo” en lo quese refiere a las ventas de los derechos de créditos futuros.El 27 de septiembre de 2006, la Compañía concluyó una colocación privada de títulos en el mercado de capitalesjaponés (“Shibosai”) en el valor de ¥ 35 mil millones de yenes (US$ 374,346) con vencimiento en septiembre de2016. La emisión fue una colocación privada en el mercado japonés con una garantía parcial del “Japan Bank forInternational Cooperation” (JBIC) y devengará interés a la tasa del 2.15% al año, pagaderos semestralmente. En lamisma fecha, PifCo realizó una cuerdo de “swaps” financieras con el Citibank, realizando el “swap” del monto totalde esta deuda para una deuda denominada en dólares estadounidenses (ver la Nota 12). PifCo utilizó los resultadossobre todo para financiar a PNBV, una afiliada, en la construcción de tuberías que interconectarán las plataformas deproducción P-51, P-52 y P-53 a la plataforma de re-bombeo autónomo PRA-1.F-170
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)8. Financiaciones (Continuación)(v)(vi)(vii)(viii)Como resultado de la liquidación de la Oferta de Cambio realizada el 7 de febrero de 2007, PifCo recibió y aceptó unvalor de oferta de US$ 399,053 (valor nominal de las Notas). Todas las notas recibidas fueron canceladas e el mismodía y, como consecuencia, PifCo emitió US$ 399,053 en “Global notes” con vencimiento en 2016, que tienen tasa deinterés del 6.125% al año, pagaderos semestralmente. Las nuevas Notas constituyen una serie única fungible con lasNotas de US$ 500,000 con vencimiento en 2016, emitidas en octubre de 2006. En el total será un monto deUS$ 899,053 en títulos en circulación con vencimiento en 2016. PifCo también pagó a los inversores un monto enefectivo equivalente a US$ 56,056, como resultado del Cambio (ver Nota 8 (ii)).El día 15 de junio de 2007, las Compañías Nova Transportadora Nordeste-NTN y Nova Transportadora Sudeste-NTS(dos Compañías de Propósito Especial de <strong>Petrobras</strong> relacionadas con el Proyecto Malhas) transfirieron para PifCo unacuerdo de préstamo con M-GIC (un Agente del JBIC - Japan Bank for International Cooperation). El valor en abiertodel préstamo es de US$ 394,000 sobre el que inciden intereses por la tasa Libor plus 0.8% al año, pagaderossemestralmente. El valor del principal también se pagará semestralmente, comenzando el 15 de diciembre de 2009,hasta el 15 de diciembre de 2014. Como consecuencia de esta transferencia, NTN y NTS emitieron algunos Títulospara PifCo con las mismas características del préstamo (valor del principal, tasa de interés y programa deamortización) (ver la Nota 4 (iv)).El 1º de noviembre de 2007, la Compañía emitió “Global notes” de US$ 1,000,000 en el mercado internacional decapitales, con vencimiento en marzo de 2018. Sobre los títulos inciden intereses a una tasa del 5.875% al año,pagaderos semestralmente, comenzando el 1º de marzo de <strong>2008</strong>. El objetivo de esta emisión fue tener acceso a losmercados de capital de deuda a largo plazo, refinanciar los pagos por adelantado de las deudas a vencer y reducir elcosto de capital.El 11 de enero de <strong>2008</strong>, PifCo emitió “Senior Global notes” por un valor de US$ 750,000 que constituyen una únicaemisión fungible con la emisión de US$ 1,000,000 del 1º de noviembre de 2007, ascendiendo a US$ 1,750,000 entítulos emitidos con vencimiento el 1º de marzo de 2018. Los títulos devengan interés a una tasa del 5.875% al año,pagadero semestralmente, comenzando a partir del 1º de marzo de <strong>2008</strong>. El propósito de esta emisión fue tener accesoa los mercados de capital de deuda a largo plazo, refinanciar prepagos de débitos que están venciendo y reducir elcosto de capital.F-171
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)8. Financiaciones (Continuación)Deuda a largo plazo - Informaciones adicionalesa) Tasa de interés de deudas no corrientesPeríodo de pagoFecha de emisión VencimientoTasa deinterés Monto Interés Principal“Senior notes”“Senior notes” Enero de 2002 2011 9.750% 235,350 semestral ““bullet””235,350Venta del derecho de cuentaspor cobrar futuras“Junior trust certificates”Serie 2003-B Mayo de 2003 2013 3.748% 40,000 cuatrimestral ““bullet””Serie 2003-A Mayo de 2003 2015 6.436% 110,000 cuatrimestral ““bullet””150,000Activos relacionados con pagospor adelantado de exportacióna ser compensados contraventas de derechos de cuentasa cobrar futurasSerie 2003-B Mayo de 2003 2013 3.748% (40,000) cuatrimestral “bullet”Serie 2003-A Mayo de 2003 2015 6.436% (110,000) cuatrimestral “bullet”(150,000)-“Senior trust certificates”Serie 2003-B Mayo de 2003 2013 4.848% 87,350 cuatrimestral cuatrimestralSerie 2003-A Mayo de 2003 2015 6.436% 244,100 cuatrimestral cuatrimestral331,450“Japanese yen bonds” Septiembre de 2006 2016 2.150% 386,260 semestral “bullet”386,260“Global notes”“Global notes” Julio de 2003 2013 9.125% 377,665 semestral “bullet”“Global notes” Diciembre de 2003 2018 8.375% 576,780 semestral “bullet”“Global notes” Septiembre de 2004 2014 7.750% 397,865 semestral “bullet”“Global notes” Octubre de 2006 2016 6.125% 838,059 semestral “bullet”“Global notes” Noviembre de 2007 2018 5.875% 1,750,766 semestral “bullet”3,941,135Instituciones financieras Desde 2004 Hasta 2017Desde 3.03%hasta 5.60% 989,181 variado variado989,1815,883,376b) Vencimientos de deudas no corrientes2010 474,6082011 392,0282012 161,7982013 537,0032014 553,874En adelante 3,764,0655,883,376F-172
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)9. Otros Gastos OperacionalesLa Compañía reconoció una pérdida de US$ 577,128 debido a “impairment” debienes de cambio para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, comoresultado de los recientes desplomes de los precios del petróleo en el mercadointernacional.10. Patrimonio Neto NegativoCapitalEl capital suscrito al 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 2007 es de US$ 300,050 dividido en300,050,000 acciones por un valor de US$ 1.00 cada una.Contribución de CapitalEn marzo de <strong>2008</strong>, la contribución de capital aumentó US$ 212,468 como resultadode la ganancia habida en la adquisición de la plataforma P-37, por parte deBraspetro Oil Services Company - Brasoil y de su venta a <strong>Petrobras</strong> NetherlandsB.V. – PNBV, una empresa vinculada.11. Compromisos y Contingencias(a) Contratos de compra de petróleoEn un esfuerzo para asegurar la obtención de productos derivados del petróleopara sus clientes, la Compañía tiene actualmente diversos contratos normales decompra a corto y a largo plazo, con fecha de vencimiento hasta 2017, los cualescolectivamente la obligan a comprar un mínimo aproximado de 202,955 barrilesde petróleo crudo y derivados del petróleo por día a precios de mercado.(b) Opciones de compra - PlataformasLa Compañía ha mantenido el derecho de ejercer la opción de compra sobre losAcuerdos de Opciones de Activos en subflete concedido por PNBV y hamantenido la obligación de comprar los navíos caso de que PNBV ejerza laOpción de Venta, bajo condición de una eventualidad de incumplimiento, segúnel mismo Contrato de Opción, para las Plataformas P-8, P-15, P-32. PifCo tienetambién una obligación de comprar las plataformas después de la expiración delos términos del contrato de Flete.En relación con la Plataforma P-47, PifCo ha mantenido el derecho de ejercer laopción de compra sobre los Acuerdos de Opciones de Activos Subflete,concedido por PNBV, y ha mantenido la obligación de comprar el navío en casode que PNBV ejerza la Opción de Venta, en la condición de una eventualidad deincumplimiento o del término del Contrato de Flete.F-173
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)11. Compromisos y Contingencias (Continuación)(b) Opciones de compra – Plataformas (Continuación)PifCo puede designar una afiliada o controlada para llevar a cabo susobligaciones bajo este acuerdo.(c) Acuerdo de PréstamosLa posición en abierto de la Compañía al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, en cartas decrédito irrevocables era de US$ 627,946, en comparación a US$ 730,045 al31 de diciembre de 2007, como respaldo a las importaciones de petróleo crudo yproductos derivados del petróleo y servicios.Adicionalmente, la Compañía tiene en “standby” líneas de crédito disponiblespor un valor de US$ 546,270, (US$ 327,000 al 31 de diciembre de 2007) que noestán comprometidas para ningún uso en particular. PifCo no ha realizadosaques de montos en relación a esas líneas y no tiene una fecha programada paraefectuar los saques.En junio de <strong>2008</strong>, PifCo emitió una garantía corporativa para InternationalFinance Corporation – IFC por el valor de US$ 40,000 como aval de unpréstamo contratado por la empresa vinculada Quattor Petroquímica en relacióncon la estrategia de <strong>Petrobras</strong> de consolidar los activos petroquímicos en laregión sudeste de Brasil. De la misma forma, Quattor Petroquímica asumió laobligación de pagar intereses anuales en Reais a una tasa del 1% al año sobre elmonto garantizado por PifCo hasta la fecha de vencimiento del préstamo en2017, o hasta que se alcanzasen determinadas condiciones contractuales, lo quesuceda primero. En el caso de una ejecución financiera de esta garantía, PifCotiene asegurado el derecho de recurso.12. Instrumentos Financieros y Actividades de Gestión de RiesgoLa política de PifCo para la gestión del riesgo del precio del petróleo y de losproductos derivados del petróleo consiste básicamente en la protección de losmárgenes en algunas posiciones específicas de corto plazo. Los contratos de futuro,“swaps” y opciones son los instrumentos utilizados en estas operaciones económicasde “hedge” que están vinculadas a transacciones físicas reales. Los resultadospositivos y negativos son compensados por los resultados reversos de la transacciónde mercado físico real y se registran en el estado de operaciones como ingresosfinancieros y gastos financieros. Los instrumentos derivados de la Compañía seregistran en el balance general consolidado por su valor justo.Para los contratos negociados en la bolsa, el valor justo se basa en los precios demercado cotizados. Para los contratos no negociados en la bolsa el valor justo sebasa en las cotizaciones de los operadores, modelos de precios o precios cotizadospara instrumentos con características similares. El precio de la transacción se utilizacomo el valor justo inicial de los contratos.F-174
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)12. Instrumentos Financieros y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)Los contratos de derivados de “commodities” se reflejan por su valor justo comoactivos o pasivos en los balances generales consolidados de la Compañía,reconociendo ganancias o pérdidas en utilidades utilizando, remarcación al mercadoen el período de cambio.Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la Compañía tenía los siguientes contratos derivados de“commodities” pendientes, que fueron colocados como:Contratos de “Commodities”Cantidad Nocional en miles de bbl*Vencimiento en 2009 <strong>2008</strong> 2007Contratos de Futuros y a TérminoPetróleo crudo y productos derivados delpetróleo (2,704) (7,275)* Un valor nocional negativo representa una posición vendida“Hedge” de Flujo de EfectivoEn septiembre de 2006, la Compañía contrató una operación de “hedge”denominada “cross currency swap” para cobertura de los títulos emitidos en yenesde manera en fijar en dólares los costos de la Compañía en esta operación. En el“cross currency swap” se realiza un cambio de tasas de interés en diferentesmonedas. La tasa de cambio del yen para el dólar estadounidense se fija en elcomienzo de la transacción y permanece fija durante su existencia. La Compañía notiene intención de liquidar tales contratos antes del plazo de vencimiento.La compañía ha decidido denominar su “cross currency swap” como “hedges” deflujo de efectivo. Tanto en la creación de un “hedge” como en bases constantes, seespera que un “hedge” de flujo de efectivo sea altamente eficiente en conseguircontrarrestar los flujos de efectivo atribuibles al riesgo del “hedge” durante el plazodel mismo. Los instrumentos derivados denominados como “hedges” de flujo deefectivo se reflejan tanto en los activos como en los pasivos de los balancesgenerales consolidados de la Compañía. El cambio en el valor justo, hasta el puntoen que el “hedge” sea efectivo, se registra en otras utilidades integrales acumuladashasta que se realice la transacción prevista.Se realizan trimestralmente tests de efectividad que permiten medir cómo lasalteraciones de valor justo o del flujo de efectivo de los ítems protegidos por“hedge” son absorbidas por los mecanismos del “hedge”. El cálculo de efectividadindicó que el “cross currency swap” es altamente efectivo en compensar a lavariación del flujo de efectivo de los títulos emitidos en yenes.F-175
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)12. Instrumentos Financieros y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)Hedge de Flujo de Efectivo (Continuación)Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, la Compañía tenía el siguiente “cross currency swap”,realizado de la forma siguiente:“Cross Currency Swaps”Vencimiento en 2016 % Valor Nocional (en miles JPY)Fijo a fijo 35,000,000Tasa Promedio de Pago (USD) 5.69Tasa Promedio de Cobro (JPY) 2.15Al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, el contrato extrabursátil derivado presentaba unapérdida máxima estimada por día (VAR – Value at Risk), calculada al nivel deconfiabilidad del 95%, de aproximadamente US$ 25,526.PifCo designa desde el comienzo si un contrato derivado será considerado como"hedging" o "non-hedging” para los objetivos contables del SFAS 133. Losderivados "non-hedging" que son considerados "hedges" económicos, pero nodesignados en una relación de "hedging" para fines contables, se registran comootros activos o pasivos corrientes, con cambios en el valor justo registrados comoingresos o gastos financieros.El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera parael ejercicio concluido el 31 de diciembre de <strong>2008</strong>.31 de diciembre de <strong>2008</strong> 31 de diciembre de 2007Derivados de Activos Derivados de Pasivos Derivados de Activos Derivados de PasivosLocalizaciónLocalizaciónLocalizaciónLocalizaciónen el BalanceGeneralValorJustoen el BalanceGeneralValorJustoen el BalanceGeneralValorJustoen el BalanceGeneralValorJustoDerivadosdenominados comoinstrumentos de“hedge” de acuerdocon SFAS 133Contratos de câmbioen monedaextranjera Otros activos Otros activos“Cross currency swap” Corriente 47,278 - corriente 3,193Derivados nodenominados comoinstrumentos de“hedge” de acuerdocon SFAS 133Contratos de“Commodity”Otros activoscorriente 38,513Otros pasivoscorriente 1,101Otros activoscorriente 1,352Otros pasivoscorriente 28,551Total de Derivados 85,791 1,101 4,545 28,551F-176
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)12. Instrumentos Financieros y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)Hedge de Flujo de Efectivo (Continuación)Monto de Ganancia o(Pérdida) reconocido enOCI sobre derivados(Parte Efectiva)Derivados en SFAS 133 –Relación de “Hedging” deFlujo de Efectivo <strong>2008</strong> 2007Monto de Ganancia o (Pérdida)reclasificada de OCIAcumulado para utilidades(Parte Efectiva)Localización de Gananciao (Pérdida) reclasificadade OCI Acumulado parautilidades(Parte Efectiva) <strong>2008</strong> 2007Contratos de cambio demoneda extranjera (20,072) 3,255 Gastos financieros (9,596) (10,472)Derivados no denominados comoinstrumentos de “hedging” de acuerdocon SFAS 133Monto de la Ganancia o (Pérdida)reconocida en Ingresos en DerivadosLocalización de Ganancia o(Pérdida) reconocida en Ingresosen Derivados <strong>2008</strong> 2007Contratos de “Commodities” Ingresos financieros 501,560 64,339Gastos financieros (415,627) (147,843)Total 85,933 (83,504)PifCo emitió opciones de venta en el pasado que permitieron al titular de estasopciones vender un número fluctuante de volúmenes de petróleo combustible por unpiso mínimo de precio de US$ 14 por barril. Esta opción sirvió como un “hedge”económico para ventas futuras relacionadas de cuentas a cobrar bajo el programa definanciación estructurada de prepago de exportaciones, cuya intención es garantizarque los barriles físicos enviados bajo el programa de financiación estructurada deprepago de exportación generen suficiente efectivo para proceder al pago de lasobligaciones financieras relacionadas. Debido al bajo precio de ejercicio de laopción en relación al mercado, el valor justo de estas opciones es inmaterial al 31 dediciembre de <strong>2008</strong> y 2007.Valor justoLos valores justos surgen de los precios cotizados en el mercado, cuando estándisponibles, o, en su defecto, del valor del flujo de efectivo esperado. Los valoresjustos reflejan el efectivo que habría sido recibido o pagado si los instrumentoshubieran sido liquidados al cierre del ejercicio. Los valores justos de efectivo yequivalentes de efectivo, cuentas por cobrar de clientes, deuda a corto plazo ycuentas a pagar a proveedores son equivalentes a sus valores contables.El 31 de diciembre de <strong>2008</strong> y 31 de diciembre de 2007, la deuda de largo plazo dela Compañía era de US$ 5,883,376 y US$ 5,186,789 respectivamente, y teníavalores justos estimados de aproximadamente US$ 5,915,000 y US$ 5,625,000,respectivamente.F-177
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)12. Instrumentos Financieros y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)Valor justo (Continuación)Los activos de largo plazo de la Compañía relacionados al programa de pagoadelantado de exportaciones era de US$ 331,450 y US$ 710,925 al 31 de diciembrede <strong>2008</strong> y 2007, y tenían valores justos de US$ 335,100 y US$ 714,400,respectivamente.Las exigencias de divulgación del SFAS No. 157 y del FSP FAS 157-2 se aplicarona los instrumentos derivados de la Compañía y a determinados títulos mobiliariosreconocidos de acuerdo con el SFAS-115.Los valores justos de los derivados de “commodities” y de los títulos mobiliarios dela Compañía se reconocieron de acuerdo con los precios convertidos de cotizaciónen la fecha del balance de activos y pasivos idénticos en los mercados activos y, porlo tanto, se clasificaron como nivel 1.Los valores justos de los “cross currency swaps” se calcularon utilizando las tasasde interés observables en JPY y USD por el plazo total de los contratos y, por lotanto, se clasificaron como de nivel 2.La jerarquía del valor justo de nuestros activos y pasivos financieros contabilizadosal valor justo en bases recurrentes al 31 de diciembre de <strong>2008</strong>, fue la siguiente:Nivel 1 Nivel 231 de diciembrede <strong>2008</strong>ActivosTítulos y Valores Mobiliarios -disponibles para venta 1,017,365 - 1,017,365Derivados 38,513 47,278 85,791PasivoDerivados 1,101 - 1,10113. Seguros<strong>Petrobras</strong> es responsable por la contratación y mantenimiento de seguro deresponsabilidad civil y de carga. El 31 diciembre de <strong>2008</strong> y 2007 PifCo teníacobertura de seguros por daños o pérdida física de activos de acuerdo con la políticade seguros de <strong>Petrobras</strong> y adecuada a sus actividades.Las previsiones de riesgo adoptadas, considerada su naturaleza, no forman parte delalcance de una auditoría de estados contables y, por lo tanto, no han sidoexaminadas por nuestros auditores independientes.F-178
(Traducción libre del original en inglés)<strong>Petrobras</strong> International Finance Company y Controladas(Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - <strong>Petrobras</strong>)Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación)(Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)14. Eventos SiguientesFinanciacionesEl 11 de febrero de 2009, La Compañía lanzó, en el mercado internacional decapitales, títulos del tipo “Global notes” por un valor de US$ 1,500,000 convencimiento en marzo de 2019. Los títulos devengan interés a una tasa del 7.875%al año, pagadero semestralmente, a partir del 15 de septiembre de 2009. Los fondosse utilizarán para objetivos corporativos generales, incluyéndose la financiación delPlan de Negocios de <strong>Petrobras</strong> 2009-2013.Esta financiación tiene un costo estimado de emisión de US$ 6,280, descuento deUS$ 25,755 y tasa de interés efectiva del 8.187% al año. Estes “Global notes”constituyen deuda senior, no subordinada y sin garantía de PifCo. <strong>Petrobras</strong>garantizará de forma incondicional e irrevocable el pago total y puntual.El 24 de marzo de 2009, la Compañía sacó US$ 1,000,000 de una línea de créditocon vencimiento en marzo de 2011. La línea de créditos tiene un interés a la tasainicial de la Tasa Libor de 3 meses + 2.65% al año, pagadero semestralmente. Losfondos se utilizarán para financiar la compra de importaciones de petróleo de PifCopara <strong>Petrobras</strong>.* * *F-179
![[Traficando Conhecimento] Jéssica Balbino](https://img.yumpu.com/27871704/1/164x260/traficando-conhecimento-jacssica-balbino.jpg?quality=85)
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