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Ministério de Minas e Energia

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

RELATÓRIO ANUAL DE ADMINISTRAÇÃO 20131. MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃOO ano de 2013 foi marcado pela consolidação da operação da Gaspetro na logística e distribuição de gás natural do Brasil e pelo recorde de movimentação de gás natural no país.O desempenho econômico da companhia mereceu destaque durante o ano, com um aumento no seu resultado operacional de 25% em relação a 2012, variando de R$ 4,4 bilhões em 2012 para R$ 5,4 bilhões em 2013.A Gaspetro desdobrou o Plano de Negócios e Gestão da Petrobras (PNG) desenvolvendo ações em conjunto com suas empresas controladas e coligadas, baseada em dois pilares: Gestão dos Investimentos e Programa de Otimização de Custos Operacionais (PROCOP).No segmento de transporte foram movimentados 119 milhões de m3/dia de gás natural, volume 14,7% superior ao ano anterior, representando um marco histórico. Além disso, houve investimentos em pontos de entrega, que contribuíram para a consolidação da malha de transporte e aumento da capacidade de atendimento do mercado brasileiro com gás natural.Na distribuição de gás natural, as distribuidoras com participação da Gaspetro investiram, em 2013, R$ 357 milhões com foco na expansão da rede de distribuição e ligação de clientes, apresentando um aumento de 12,3% em relação a 2012. O crescimento da rede aliado a um bom desempenho comercial das distribuidoras contribuiu para a captação de aproximadamente 48 mil novos clientes neste ano, resultando no aumento de 32% no número de clientes atendidos com gás natural.Durante o ano também foram desenvolvidas atividades de produção e venda de energia, consolidando a atuação integrada da Gaspetro.Por fim, em 2013 a Gaspetro superou desafios e atingiu expressivos resultados, reafirmando seu compromisso com o desenvolvimento da Indústria do gás natural no Brasil. O ano de 2014 será marcado pela atuação intensa no cumprimento de seu plano de investimento e na busca permanente da melhoria de seus resultados operacionais e econômicos.

2. A GASPETRO2.1. PERFIL DA EMPRESA

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

gás natural; gás liquefeito de petróleo; gases raros de quaisquer origens; fertilizantes, suas matérias-primas e produtos correlatos.

A Gaspetro também atua na produção, na comercialização de energia termelétrica e na área de telecomunicações. Para desenvolver as suas atividades, a companhia apresentou em 31.12.2013 um capital subscrito de R$ 6,865 bilhões, conforme a tabela 1 a seguir:

TABELA 1 – CAPITAL SUBSCRITO DA GASPETRO

Capital Subscrito da Gaspetro(Posição em 31.12.2013)

AcionistaAções Ordinárias Ações Preferenciais Total de Ações

Número de ações Valor (R$) Número de

ações Valor (R$) Número de ações Valor (R$)

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras 3.179.659 5.493.351.369,98 794.022 1.371.795.479,17 3.973.681 6.865.146.849,15

Pessoa Física 1 1.727,65 7 12.093,58 8 13.821,23Total 3.179.660 5.493.353.097,63 794.029 1.371.807.572,75 3.973.689 6.865.160.670,38

De acordo com o modelo de organização e gestão do Sistema Petrobras, a Gaspetro encontra-se vinculada à Diretoria de Gás e Energia, na qual são desenvolvidas as atividades de logística, distribuição, geração, comercialização, importação, que envolvam o gás natural e energia elétrica, além do gerenciamento de projetos relacionados a estas atividades e a da produção de fertilizantes.2.2. GOVERNANÇA CORPORATIVA

O Organograma da Gaspetro apresenta três áreas ligadas diretamente à Diretoria Executiva: Assessoria Jurídica, Assessoria Contábil-Financeira e Secretaria Geral. Possui ainda um Conselho de Administração, ao qual está ligada a Auditoria Interna, um Conselho Fiscal, e dois Assistentes de Diretoria.Assim como a holding Petrobras, a Gaspetro adota as melhores práticas de governança corporativa, utiliza avançados instrumentos de gestão empresarial e adota o Código de Ética do Sistema Petrobras. Em consequência, a administração da Gaspetro é pautada pela ética, responsabilidade corporativa e transparência. A estrutura de Governança Corporativa da Gaspetro é formada pelos seguintes órgãos:

Conselho de Administração: formado por seis membros, com mandatos de três anos, que se reúnem uma vez por mês e excepcionalmente, se necessário. Assim, em 2013 foram realizadas 12 reuniões do Conselho de Administração. O Conselho tem como atribuições principais, definir as diretrizes estratégicas da Gaspetro e supervisionar os atos de gestão da Diretoria Executiva;

Conselho Fiscal: formado por quatro membros, eleitos anualmente pelos acionistas em Assembléia Geral Ordinária. Em 2013 foram realizadas 10 reuniões deste Conselho;

Diretoria Executiva: formada por três membros (1 Presidente e 2 Diretores), eleitos pelo Conselho de Administração, para mandatos de três anos. Em 2013, foram realizadas 59 reuniões da Diretoria Executiva, tendo sido deliberados assuntos relativos às empresas em que a Gaspetro possui participações, além de temas associados à própria atividade e estrutura da Gaspetro.

A Auditoria Interna avalia as atividades e controles internos e realiza serviços de auditoria nas controladas e coligadas da Gaspetro. Em complemento, a Gaspetro utiliza ainda serviços de auditoria externa, nos mesmos moldes do processo de seleção da Petrobras. O objetivo é verificar e atestar a exatidão das demonstrações contábeis da empresa.2.3. PARTICIPAÇÕES DA GASPETRO

No setor de gás natural, a Gaspetro possui participação acionária em 6 empresas de transporte de gás natural e em 20 empresas de distribuição de gás natural. Possui ainda participação em 4 empresas na área de energia elétrica, em uma empresa de comercialização e logística de GNL - Gás Natural Liquefeito por caminhões no centro-sul do país e na Indústria Carbonífera Catarinense-ICC, que está em liquidação. O quadro 1 a seguir apresenta um esquema com as participações da Gaspetro.

QUADRO 1 – PARTICIPAÇÕES ACIONÁRIAS DA GASPETRO

GASPETRO(32 PARTICIPAÇÕES)

20 DISTRIBUIDORAS4 EMPRESAS DE

ENERGIA ELÉTRICA2 OUTRAS

PARTICIPAÇOES6 TRANSPORTADORAS

49,00%SULGÁS

41,50%SERGAS

41,00%SCGÁS

41,50%RONGÁS

83,00%POTIGÁS

41,50%PBGÁS

49,00%MSGÁS

30,46%GOIASGÁS

37,25%GASPISA

40,00%GASMIG

23,50%GASMAR

37,25%GASAP

100,00%GASBRASILIANO

41,50%COPERGÁS

24,50%COMPAGÁS

41,50%CEGÁS

37,41%CEG RIO

32,00%CEBGAS

41,50%BAHIAGÁS

41,50%ALGÁS

PARTICIPAÇÃODISTRIBUIDORA

25,00%TSB

50,00%TNG

45,81%TMN

51,00%TBG

100,00%TAG

11,00%GTB

PARTICIPAÇÃOTRANSPORTADORA

0,01%TERMOMACAÉ COM. DE ENERGIA

0,01%

TERMOMACAÉ 0,01%

TERMOCEARÁ

0,09%PETROBRAS COM. DE ENERGIA

PARTICIPAÇÃOEMPRESA

APROVEITAMENTO DE SUB-PRODUTOS DE CARVÃO

COMERCIALIZAÇÃO E LOGÍSTICA DE GNL

ATIVIDADE

100,00%ICC (EM LIQUIDAÇÃO)

40,00%GNL GEMINI

PARTICIPAÇÃOEMPRESA

3. EVOLUÇÃO OPERACIONAL DOS NEGÓCIOS

3.1. GASPETRO CONSOLIDADO

No exercício de 2013, a Gaspetro (Consolidado) apresentou um lucro líquido de R$ 1.716 milhões, o que representou uma redução de 2% em comparação ao lucro líquido apurado no exercício de 2012 (R$ 1.751 milhões), ocasionada pelo aumento nas despesas financeiras líquidas de R$ 942 milhões, reflexo, principalmente, da depreciação do real frente ao dólar norte-americano em 2013, e pelo aumento na tributação incidente sobre o lucro em R$ 148 milhões, sendo esses efeitos adversos parcialmente compensado pelo aumento de R$ 1.073 milhões no lucro operacional em 2013.

A receita líquida de R$ 7.128 milhões, 14,76% superior à registrada em 2012 (R$ 6.211 milhões), devido, principalmente, ao reajuste das tarifas de transporte de gás natural e ä variação cambial sobre o preço dessas tarifas, no montante de R$ 524 milhões, e ao aumento de participação no rateio de receitas de transporte do Consórcio Malhas em R$ 339 milhões.

O EBITDA foi de R$ 6.574 milhões, foi 20,8% superior ao registrado em 2012 (R$ 5.442 milhões), indicando o crescimento constante do resultado operacional da Gaspetro (Consolidado).

A evolução do patrimônio líquido apresentou um aumento de 34,8% no período de 2010 (R$ 8.096 milhões) a

2013 (R$ 10.913 milhões), refletindo os resultados positivos alcançados pelas suas participações acionárias. Esta evolução patrimonial foi impactada, também, por aportes de capital efetivados pela controladora Petrobras, no montante de R$ 1.975 milhões, que foram aplicados pela Gaspetro na sua controlada TAG e na aquisição da distribuidora Gas Brasiliano em 29/07/2011.

O conjunto de gráficos 1, a seguir, consolida os principais indicadores de desempenho da Gaspetro nos últimos 4 anos.

GRÁFICOS 1 – EVOLUÇÃO DOS INDICADORES DA GASPETRO

3.2. EVOLUÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO POR SEGMENTO

Analisando a evolução do lucro líquido da Gaspetro (Consolidado) no período de 2010 a 2013, segregando os resultados alcançados nos segmentos de transporte, distribuição e pelas atividades da própria Gaspetro (Controladora), podemos constatar que:

o segmento de transporte, ainda que tenha alcançado ganhos em suas operações, teve, entre os anos de 2010 e 2013, seu resultado influenciado pela variação cambial do período, devido ao impacto da apreciação do dólar norte-americano frente ao real nos endividamentos da Transportadora Associada de Gás S.A. – TAG e da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG. Em 2013, houve um aumento de 1% no lucro líquido, passando de R$ 1.321 milhões em 2012 para R$ 1.335 milhões em 2013, devido, principalmente, ao reajuste de tarifas de transporte e ao aumento de participação da TAG no rateio de receitas de transporte do Consórcio Malhas;

o segmento de distribuição apresentou evolução constante em seus resultados no período de 2010 a 2013, devido ao aumento no volume de vendas, principalmente para o segmento industrial. Em 2013, a consolidação do lucro líquido das distribuidoras na Gaspetro foi de R$ 314 milhões, um aumento de 2% em relação à 2012, que foi de R$ 308 milhões, devido à recuperação de margens praticadas por algumas distribuidoras e do início da operação da Gasmar;

o resultado das atividades próprias da Gaspetro (Controladora) apresentou uma evolução no período de 2010 a 2012 devido, principalmente, aos ganhos financeiros obtidos com atualização monetária de dividendos a receber e de empréstimos efetivados às suas Controladas TAG e TBG, sendo os empréstimos a esta última atrelados, ainda, à variação do dólar norte-americano. Em 2013, houve uma redução no lucro líquido das atividades próprias da Gaspetro (Controladora), que passou de R$ 122 milhões em 2012 para R$ 67 milhões em 2013, destacando-se para esta redução o menor ganho financeiro auferido em 2013 (R$ 241 milhões em 2012 e R$ 154 milhões em 2013), motivado, principalmente, pelo encerramento, entre fevereiro e abril de 2013, dos contratos de empréstimos efetivados pela Gaspetro à TAG em 2009.

O conjunto de gráficos 2, a seguir, demonstra a evolução do lucro líquido por segmento de negócio consolidado na Gaspetro no período de 2010 a 2013.

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

133578%

31418%

674%

2013

87772%

25921%

827%

2010

45153%275

33%

11814%

2011

132175%

30818%

1227%

2012

(R$ MM)HoldingDistribuiçãoTransporte

3.3. TRANSPORTE DE GÁS NATURAL

A Gaspetro detém participação e a gestão das principais transportadoras de gás natural em operação no Brasil. A Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A (TBG) e a Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) são proprietárias da maior rede de ativos de transporte de gás natural do país e juntas, são responsáveis por 99% do volume de gás transportado no território brasileiro. A Gaspetro também detém participação em outras transportadoras de gás natural atuantes no mercado brasileiro, como a Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A.(TSB) e GNL Gemini Comércio e Logística de Gás Ltda.(GásLocal), além da participação na Gás Transboliviano S.A. (GTB), que atua no mercado boliviano.

No período de 2010 a 2013 as transportadoras TAG e TBG investiram R$ 8,3 bilhões, construindo 1.732 km de gasodutos, o que representou um aumento de 23,3% na malha de transporte do Brasil. Neste mesmo período também foram construídos 51 novos pontos de entrega (PE) com o objetivo de atender o mercado brasileiro. O volume transportado por estas empresas passou de 71,3 milhões de m3/dia em 2010 para 119 milhões de m3/dia em 2013, o que representou um crescimento de 67%.

O conjunto de gráficos 3, a seguir, consolida a evolução dos principais indicadores das empresas de transporte com participação da Gaspetro.

GRÁFICOS 3 – INDICADORES DO SEGMENTO DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL

4.230

1.973 1638483

2010 2011 2012 2013

Investimentos Realizados (R$ MM)

Investimento Realizado no Ano (R$ MM)

8.75110.724 12.362 12.845

Total Acumulado

1584

253(74)

(31)1

2010 2011 2012 2013

Rede de Gasodutos (km)

Rede Adicionada no Ano (km)

9.035

9.288 9.2149.183

Total

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



O alinhamento estratégico das transportadoras com o plano consolidado do Sistema Petrobras, resultou em ações adotadas no exercício de 2013, com o objetivo de aperfeiçoar o sistema de gestão do transporte de gás natural. Entre as iniciativas destacam-se:

O Programa de Otimização de Custos Operacionais (PROCOP), com ações estruturantes focadas na redução do custo operacional da malha de gasodutos, que permitiram ganhos na ordem de R$ 51,3 milhões. A redução de custos foi obtida, principalmente, com a antecipação da transferência de ativos no Espírito Santo, prevista inicialmente para 2014, com a otimização de custos gerenciáveis e com a renegociação de contratos nas operações de transportes.

O Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2013-2017, estruturado por Programas, propiciando visão integrada e matricial dos objetivos e ações das transportadoras e permitindo orientar o rumo para o Plano Estratégico 2020;

Metas de Conteúdo Local para os investimentos de ampliação da capacidade instalada e dos novos pontos de entrega;

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

MAPA 1 – REDE DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL

3.3.1. TBG – Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil S.A.Em 2013, o capital da TBG foi composto pelos seguintes acionistas: Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (51%), Grupo BBPP Holdings Ltda. (29% - EIG Group, com 19,33% e Total Gas and Power Brazil, com 9,67%), YPFB Transporte do Brasil Holding Ltda. (12%) e GTB - TBG Holdings S.Á.R.L. (8%).A TBG é proprietária e responsável pela operação do trecho brasileiro do Gasoduto Bolívia-Brasil, que liga Corumbá (MS) a Canoas (RS) com 2.593 km e uma capacidade contratada total de 30,08 milhões de m3/dia, para transporte de gás natural boliviano.Em 2013, o nível médio de utilização do gasoduto da TBG chegou a 95,3% de sua capacidade instalada, transportando em média 28,7 milhões de m3/dia. Ao longo da extensão do gasoduto, a TBG possui 15 estações de compressão, 4 estações de medição e 45 pontos de entrega.A empresa investiu R$ 64 milhões em 2013 focando em iniciativas ligadas, principalmente, à manutenção da integridade e segurança operacional de seus ativos, bem como na implantação de um novo ponto de entrega.Os principais destaques da operação da TBG neste exercício foram:

Aquisição da SCOMP Siderópolis/SC, através do exercício da opção de compra existente no contrato de locação do serviço de compressão. Assim, em setembro/2013, a TBG assumiu operação e manutenção da ECOMP Siderópolis, que foi incluída no Seguro de Risco Operacional da transportadora.

Implantação do Ponto de Entrega de Três Lagoas/MS-UFN III, finalizado com a obtenção da Autorização de Operação em fevereiro/2013.

Recorde de 35 milhões de m³/dia de gás natural entregue no ano, atingido em Dez/2013; Plano de Negócios e Gestão PNG 2013-2017, apresentado em nova estrutura - por Programas,

propiciando visão integrada e matricial dos objetivos e ações da TBG, ao invés da visão compartimentada em atividades de cada diretoria, além de evidenciar as ações rumo ao Plano Estratégico 2020.

Consolidação da Central de Manutenção (CM) em Campinas/SP, decorrente da migração das atividades/processos das extintas Gerências Regionais, propiciando: a) redução de custos, sem prejuízo do desempenho operacional, em consequência da otimização das atividades de manutenção; b) equipes mais integradas e concentradas para atuar onde for necessário.

3.3.2. TAG – Transportadora Associada de Gás S.A.A TAG é uma sociedade anônima, subsidiária integral da Gaspetro, com a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros.

A TAG é proprietária e responsável pela gestão da rede de gasodutos existentes nas Malhas Nordeste, Sudeste e Norte do Brasil, possuindo 6.540 km de gasodutos e ramais, 129 pontos de entrega e 18 estações de compressão. Para a operação e manutenção desses ativos a TAG contrata os serviços da Petrobras Transporte S.A. – Transpetro.

A TAG investiu R$ 419 milhões em 2013, principalmente na consolidação da malha de gasodutos e na ampliação de pontos de entrega de gás natural. O volume médio diário de gás natural transportado em 2013 foi de 89,8 milhões de m³/dia, 17% superior ao transportado em 2012 (76,6 milhões de m³/dia), principalmente, em função do maior despacho térmico no exercício.

Com a consolidação da malha, a TAG manteve o foco na eficiência operacional, ajustando a capacidade de suas operações à demanda e às perspectivas de crescimento do mercado de gás natural. Com estas premissas a TAG atingiu os seguintes objetivos:

Encerramento do contrato de prestação de serviço de compressão de Tapinhoã e desmobilização da Estação de Compressão na REDUC, sem impacto no crescimento da demanda.

Recorde histórico de volume entregue, de 107,5 milhões de m³/dia, atingido em junho.

Implantação de uma estação de transferência de custódia e reguladora de pressão na malha nordeste, a fim de possibilitar o recebimento do gás natural oriundo do 3º Terminal de GNL do país, que foi instalado na Baia de Todos os Santos - Salvador/BA pelo Carregador Petrobras.

Conclusão e entrada em operação de cinco pontos de entrega.

Pagamento de dividendos na ordem de R$ 634 milhões referentes ao exercício de 2012.

3.3.3. GTB – Gas Transboliviano S.A.Em 2013, o capital da GTB foi composto pelos seguintes acionistas: YPFB Transporte S.A. (51%), EIG Bolivia Pipeline AB (38%) e Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (11%).

A GTB é proprietária e responsável pela operação de 557 km de gasodutos, no trecho boliviano do Gasoduto Bolívia-Brasil, que vai de Rio Grande, na Bolívia, até a fronteira com o Brasil. O gasoduto tem uma capacidade total para o transporte de gás natural de 32,9 milhões de m³/dia, sendo 30,08 milhões de m³/dia reservados para entrega ao Brasil, na divisa com o Mato Grosso do Sul, e 2,82 milhões de m³/dia, para entrega em Chiquitos e atendimento do mercado boliviano e do Gasoduto Lateral Cuiabá.

3.3.4. TSB – Transportadora Sul Brasileira de Gás S.A.A TSB encerrou o exercício de 2013 com a seguinte composição acionária: Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (25%), Total Gas and Power Brazil (25%), Ipiranga Produtos de Petróleo S.A. (25%) e Tucunaré Empreendimentos e Participações Ltda. (25%) – empresa subsidiária da Repsol Sinopec.A TSB é proprietária de ativos de transporte no Estado do Rio Grande do Sul com extensão de 50 km de gasodutos, compostos de dois trechos de 25 km, que abastecem a UTE de Uruguaiana, com gás proveniente da Argentina e o Pólo Petroquímico de Triunfo, com gás natural boliviano. O volume médio transportado no ano de 2013 foi de 500 mil m³/dia.

3.3.5. TMN – Transportadora S.A. e TNG – Participações Ltda.A TMN tem a seguinte composição acionária: Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (45,81%), Termogás S.A. (45,81%) e as distribuidoras Companhia Maranhense de Gás - Gasmar (5,09%) e Companhia de Gás do Piauí – Gaspisa (3,29%). O capital da TNG está assim distribuído entre os quotistas: Petrobras Gás S.A. – Gaspetro (50%) e Termogás S.A. (50%).A TMN compreende o Projeto Gasoduto Meio-Norte, que tem por objeto o transporte de gás natural para os Estados do Maranhão e Piauí. A TNG compreende o Projeto Gasoduto Urucu-Porto Velho, que tem por objeto o

transporte de gás natural para o Estado de Rondônia. Estes projetos demandaram aportes da Gaspetro em 2013 de R$ 452,5 mil, basicamente para a obtenção da renovação de licenciamentos e atendimento de condicionantes das licenças ambientais.

3.3.6. GASLOCAL - GNL Gemini Comércio e Logística de Gás Ltda.A Gaspetro possui uma participação de 40% na GasLocal, ficando os 60% restantes com a White Martins. A GásLocal fornece gás natural liquefeito (GNL), para atendimento à clientes distribuídos pelos estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Espírito Santo, Paraná, Goiás e Distrito Federal. Em 2013 a transportadora manteve uma entrega média de 251 mil m³/dia. 3.4. DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL

A Gaspetro possui participação acionária em 20 companhias distribuidoras de gás natural, em destaque no mapa 2, a seguir.Ao longo dos últimos quatro anos, essas companhias distribuidoras investiram R$ 1.501 milhões. Neste período foram construídos 1.721 km de gasodutos de distribuição garantindo o atendimento de 130.720 novos clientes de gás natural no país e a comercialização de 30,2 milhões de m3 de gás natural por dia em 2013, o que representou 48% do mercado nacional de distribuição.A evolução dos indicadores das distribuidoras com participação da Gaspetro está representada no conjunto de gráficos 4, a seguir.

MAPA 2 – DISTRIBUIDORAS COM PARTICIPAÇÃO GASPETRO

GRÁFICOS 4 – INDICADORES DO SEGMENTO DE DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL

385 395448

493

2010 2011 2012 2013

Evolução da Rede de Gasodutos (km)

Rede Adicionada no Ano (km)

20096.499

20106.884

20117.278

20127.727

20138.220

541

285 318 357

2010 2011 2012 2013

Investimentos Realizados no Período(R$ milhões)

Investimento Realizado no Ano (R$ MM)

541826

1.144

1.501

Total Acumulado

15.50827.797

39.232 48.183

2010 2011 2012 2013

Número de Consumidores

Novos Consumidores no Ano

85.618113.415

152.647200.830

Total Acumulado

23,0 21,6 24,9 30,2

2010 2011 2012 2013

Volume Comercializado(milhões de m³/dia)

Volume Total

42%

-6%

15% 21%

Evolução Percentual

No ano de 2013, o volume de vendas de gás não térmico cresceu 2% em relação a 2012. O montante investido foi de R$ 357 milhões e foram conectados 48.183 novos clientes. O crescimento de 21% do volume total comercializado pelas distribuidoras com participação da Gaspetro foi influenciado pelo aumento de 67% no volume comercializado para as térmicas, decorrente do acionamento destas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), tendo em vista o nível dos reservatórios hidroelétricos no país.

A tabela 2, a seguir, apresenta o desempenho de cada distribuidora em 2013 considerando os principais indicadores.

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

Distribuidora

Volume Comercializado em

2013 (mil m3/dia)

Investimentos Realizados em 2013

(R$ mil)

Rede de Gasodutos Acumulada até 2013

(km)

Número de Consumidores

Acumulados até 2013

Algás 595 12.763 368 32.770

Bahiagás 4.465 41.514 723 23.354

Cebgas 8 200 0,3 2

Cegás 1.959 18.330 350 5.083

Ceg-Rio 9.058 27.560 1.040 38.888

Compagás 1.042 45.127 646 21.017

Copergás 2.928 36.376 588 12.934

GasBrasiliano 857 12.312 862 11.617

Gasap - - - -

Gasmar - 1.232 0,4 2

Gasmig 4.076 54.569 862 1.484

Gaspisa - 1 - 1

Goiasgás 3 5 0,1 2

Msgás 545 22.195 204 2.540

Pbgás 349 4.642 282 6.714

Potigás 355 6.539 338 10.679

Rongás - - - -

Scgás 1.848 28.989 1.046 5.806

Sergas 276 6.079 188 12.525

Sulgás 1.861 38.477 721 15.412

Total Consolidado 30.226 356.911 8.220 200.830

Dentre as principais realizações das companhias distribuidoras em 2013 pode-se destacar:

A Ceg Rio comercializou 9.058 mil m3/dia de gás natural este ano, sendo 74% deste total destinado a geração térmica;

A Bahiagás incorporou 9.019 novos clientes em 2013, sendo a distribuidora com maior expansão do número de clientes este ano dentre as companhias distribuidoras de gás com participação acionária da Gaspetro;

A Gasmar entrou definitivamente em operação comercial em 01/03/2013, com a assinatura do contrato de operação e manutenção do sistema de distribuição com a UTE Parnaíba, que consome atualmente toda a capacidade diária contratual de 5,5 milhões de m³/dia.



A GasBrasiliano apurou um lucro líquido de R$ 36,5 milhões, 176,2% superior ao ano anterior, representando o melhor resultado operacional da história da companhia.

3.4.1. Ações de Alinhamento EstratégicoEm 2013, a Gaspetro continuou buscando no segmento de distribuição, o alinhamento estratégico com o Sistema Petrobras, adotando várias ações com o objetivo de aperfeiçoar o sistema de gestão das distribuidoras de gás natural. Entre estas ações, destacam-se:

Criação do Prêmio Gestão CDL para reconhecer e premiar as distribuidoras de gás natural com participação acionária da Gaspetro que tenham desempenho destacado em gestão, além de estimular o intercâmbio de melhores práticas entre as companhias. Este prêmio é anual e contempla 9 categorias relacionadas à realização de investimentos, captação de clientes, comercialização de volumes, gestão de SMES, entre outras. A cerimônia da primeira edição do prêmio ocorreu no dia 13 de dezembro no Rio de Janeiro.

Aperfeiçoamento da sistemática de acompanhamento da execução dos projetos de investimento das distribuidoras, com a implantação da versão 3.0 da ferramenta via web ProRede. Através desta nova versão, foi possível realizar online o acompanhamento físico e financeiro dos 221 projetos implantados pelas distribuidoras ao longo de 2013 dentro do modelo adotado pela Petrobras.

Realização do Seminário de Planejamento de Longo Prazo das Distribuidoras de Gás Natural nos dias 23 e 24 de maio com o objetivo de disseminar boas práticas de planejamento e debater questões relacionadas ao processo de elaboração de planos de negócios para o setor de distribuição de gás natural, o seminário permitiu a interação entre mais de 90 profissionais de 15 companhias distribuidoras, da Petrobras e da Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda.

Realização do Seminário de Sustentabilidade das Distribuidoras de Gás Natural nos dias 30 de setembro e 1º de outubro. Este seminário é parte das ações que visam fomentar a implantação do modelo gestão de SMES nas distribuidoras de gás natural coligadas e controlada da subsidiária Gaspetro e teve por objetivo compartilhar as experiências de companhias que possuem ou que buscam a adoção de um modelo de gestão sustentável que inclui o incentivo ao desenvolvimento de processos e atividades que permitem a recuperação do capital financeiro, humano e natural dessas empresas.

Realização de encontro de Boas Práticas na Gestão do Segmento Industrial nos dias 5 e 6 de junho. Esta iniciativa visou incentivar o intercâmbio entre as companhias dos processos, estratégias e políticas para atuação junto aos clientes industriais, além de disseminar as principais lições aprendidas. O evento contou com 41 profissionais de 13 distribuidoras com participação da Gaspetro e da BR-ES, além de representantes de empresas do Sistema Petrobras.

Implantação de projeto em parceria com o CTGÁS-ER visando o aperfeiçoamento do processo de odoração nas distribuidoras do Nordeste Bahiagás, Sergas, Algás, Copergás, Pbgás, Potigás e Cegás. Em 2013, foram realizados diagnósticos nas 7 distribuidoras, além do treinamento das equipes técnicas das companhias no monitoramento da qualidade do gás.

Realização do encontro das distribuidoras de GN e o CTGÁS-ER nos dias 29 e 30 de outubro. Este encontro teve o objetivo aproximar o CTGÁS-ER das distribuidoras, mapeando as necessidades tecnológicas das companhias e definindo um plano inicial para atendimento a estas demandas. O evento teve participação de 60 profissionais de 13 distribuidoras com participação da Gaspetro e da BR-ES, além de representantes de empresas do Sistema Petrobras e do CTGÁS-ER.

3.5. OUTRAS PARTICIPAÇÕES E ATIVIDADES

3.5.1. Energia TermelétricaA Gaspetro detém participações societárias em empresas da área de energia sendo 2 comercializadoras de energia e 2 termelétricas.A UTE Termoceará (Termoceará), localizada no município de Caucaia – CE, é uma usina bicombustível (óleo diesel e gás natural) com capacidade instalada de 220 megawatts (MW).A UTE Mário Lago (Termomacaé), localizada em Macaé – RJ, com capacidade instalada de 922,6 MW, constitui importante complemento ao suprimento de energia elétrica para o mercado brasileiro.

A UTE Barbosa Lima Sobrinho (SFE-Sociedade Fluminense de Energia), localizada no município de Seropédica – RJ, é uma usina bicombustível (óleo diesel e gás natural) com capacidade instalada de 385,9 MW. Em julho deste ano, a quota da Gaspetro na SFE foi vendida para a Petróleo Brasileiro S.A..A tabela 3, a seguir, mostra a capacidade de geração de cada uma das usinas, sua produção média de energia e o pico de produção no ano de 2013.

TABELA 3 – ENERGIA GERADA PELAS TERMELÉTRICAS EM 2013

TERMELÉTRICA CAPACIDADE (MW) PRODUÇÃO MÉDIA DE ENERGIA (MW)

PRODUÇÃO ELÉTRICA MÁXIMA EM 1 DIA (MW)

UTE TERMOCEARA 220,0 125,1 209UTE MARIO LAGO 922,6 530,9 894UTE BARBOSA LIMA SOBRINHO – SFE (*) 385,9 288,8 353

(*) A partir de 24/07/2013, foi celebrado o Contrato de Compra e Venda de Quotas (CCVQ) entre Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras e a Petrobras Gás S.A. – Gaspetro, onde a Gaspetro vendeu 1 quota que detinha na Sociedade Fluminense de Energia Ltda., passando esta a ser uma empresa 100% Petrobras, e sendo incorporada em 30/09/2013.A energia lastreada por estas termelétricas e outras do Sistema Petrobras é comercializada pela própria Petrobras, pela Petrobras Comercializadora de Energia Ltda – PBEN e pela Termomacaé Comercializadora.As vendas da PBEN no ano de 2013 alcançaram 916,762 MWmédios, montante 16% inferior ao alcançado no ano de 2012 (791,125 MWmédios). Já as vendas da Termomacaé Comercializadora em 2013, alcançaram 38,408 MWmédios, uma redução de 89% em comparação ao ano de 2012 (355,099 MWmédios). Essas reduções foram em decorrência do encerramento de contratos de compra e venda de energia.3.5.2. TelecomunicaçõesA operação de atividades de telecomunicações está definida no objeto social da Gaspetro, sendo esta a única empresa do Sistema Petrobras habilitada a prestar serviços de telecomunicações, conforme Termo de Autorização concedido pela ANATEL em dezembro de 2000. Atualmente, a Gaspetro fornece serviços de telecomunicações à Fundação Petrobras de Seguridade Social – Petros.3.5.3. Indústria Carboquímica Catarinense - ICCA ICC – Indústria Carboquímica Catarinense é subsidiária integral da Gaspetro, que está em liquidação. A ICC industrializou rejeitos piritosos oriundos do carvão mineral, com a finalidade de produzir e comercializar ácido sulfúrico e ácido fosfórico em Santa Catarina. 4. LEI DE ACESSO À INFORMAÇÃO A Lei de Acesso a Informação - LAI (Lei 12.527/2011) regulamenta o direito à informação garantido pela Constituição Federal, obrigando a Administração Pública Direta e Indireta das três esferas de Poder (União, Estados, Distrito Federal, e Municípios) a considerar a publicidade como regra e o sigilo como exceção. A LAI entrou em vigor em 16 de maio de 2012 e é aplicável à Gaspetro, sociedade por ações de capital fechado controlada pela Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, que por sua vez é uma sociedade de economia mista controlada pela União.Com o objetivo de facilitar o acesso à informação pública, a Gaspetro utiliza o Serviço de Informação ao Cidadão – SIC da sua controladora Petrobras, conforme determina a LAI, regulamentada pelo Decreto 7.724, de 16/5/2012.O referido serviço conta com atendimento presencial – Balcão de Atendimento - situado no térreo do Edifício Sede da Petrobras (Av. República do Chile nº 65, Centro - RJ), onde o cidadão pode tirar suas dúvidas e preencher formulário para obter informações que possam ser de interesse coletivo ou geral. Este formulário também se encontra disponível eletronicamente no site da Gaspetro (www.gaspetro.petrobras.com.br), no portal de Acesso à Informação (SIC).No ano de 2013, a Gaspetro recebeu duas solicitações de informações encaminhadas por meio do Serviço de Informação ao Cidadão. As solicitações foram tempestivamente atendidas, tendo a Gaspetro prestado as informações cabíveis, não havendo interposição de recurso.

BALANÇO PATRIMONIAL Exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012

(Em milhões de reais)Ativo Nota Consolidado Controladora Passivo Nota Consolidado Controladora

2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012

Circulante CirculanteCaixa e equivalentes de caixa 5 1.480 694 642 59 Fornecedores 10 294 627 41 40 Contas a receber, líquidas 6 1.650 1.459 237 324 Adiantamento de cliente 12 48 44 - - Impostos e contribuições 13 352 319 89 95 Financiamentos 11 1.017 2.591 - - Outros ativos circulantes 10 8 4 3 Impostos e contribuições 13 372 437 25 50

3.492 2.480 972 481 Dividendos propostos 15.5 238 310 93 174 Provisão para compensação ambiental 20.1 21 36 21 36

Não circulante Outras contas e despesas a pagar 44 46 2 5 Realizável a longo prazo 2.034 4.091 182 305 Contas a receber, líquidas 6 2 30 230 881 Não circulanteDepósitos judiciais 20.2 52 25 7 6 Imposto de renda e contribuição social diferidos 13.2 743 145 49 54 Adiantamento de cliente 12 767 746 - - Impostos e contribuições 13.1 922 943 - - Financiamentos 11 19.489 16.782 - - Adiantamento a fornecedores 10 59 - - Imposto de renda e contribuição social diferidos 13.2 42 75 - - Outros ativos realizáveis a longo prazo 144 124 4 3 Provisão para perdas em investimentos 25 24 25 24

1.873 1.326 290 944 Provisão para processos judiciais 20.1 67 69 54 54 Outras contas e despesas a pagar 50 50 - -

20.440 17.746 79 78 Investimentos 7 1.510 1.395 9.605 9.251 Imobilizado 8 26.182 26.920 1 1 Patrimônio líquido 15Intangível 9 330 341 26 28 Capital social 6.865 6.865 6.865 6.865

29.895 29.982 9.922 10.224 Contribuição adicional de capital 630 630 911 911 Reserva de capital 1 1 1 1 Reservas de lucros 3.064 2.702 2.853 2.545 Ajustes de avaliação patrimonial 14 3 - 3 -

10.563 10.198 10.633 10.322

Participações de acionistas não controladores 7.4 350 427 - -

10.913 10.625 10.633 10.322

33.387 32.462 10.894 10.705 33.387 32.462 10.894 10.705 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis

DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOSExercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012(Em milhões de reais, exceto lucro líquido por ação)

Consolidado Controladora Nota 2013 2012 2013 2012

Receita de vendas e serviços 16 7.128 6.211 - 2 Custo dos produtos e serviços vendidos 18 (1.882) (1.911) - (1)Lucro bruto 5.246 4.300 - 1

Receitas de construção da infraestrutura 9 13 21 - - Custos da construção da infraestrutura 9 (13) (21) - - Lucro bruto após construção da infraestrutura (ICPC 01) 5.246 4.300 - 1

Receitas (despesas)Vendas (11) (11) - - Gerais e administrativas 18 (160) (144) (30) (34)Tributárias 18 (60) (51) (26) (35)Outras receitas (despesas) operacionais, líquidas 17 148 (23) (5) (48)

(83) (229) (61) (117)

Resultado de participações em investimentos 7.2 276 295 1.595 1.403 Lucro antes do resultado financeiro, participação e impostos 5.439 4.366 1.534 1.287

Resultado financeiro líquido 19 (2.991) (2.049) 154 241 Participação nos lucros ou resultados (5) (4) - - Lucro antes dos impostos 2.443 2.313 1.688 1.528 Imposto de renda e contribuição social 13 (616) (468) (26) (3)Lucro líquido do exercício 1.827 1.845 1.662 1.525 Atribuível aos:

Acionistas da Gaspetro 1.716 1.751 1.662 1.525 Acionistas não controladores 111 94 - -

1.827 1.845 1.662 1.525

Lucro básico e diluído por ação (em R$) 15.6 0,43 0,44 0,42 0,38

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis



DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDOExercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012

(Em milhões de reais)

Reserva de capital

Ajuste de avaliação

patrimonialReservas de lucros

Total do patrimônio

líquido atribuível aos acionistas

da controladora (CPC)Nota

Capital social

Contribuição adicional de

CapitalIncentivos

fiscais

Outros resultados

abrangentes LegalRetenção de lucros Especial

Dividendo adicional proposto

Lucros acumulados

Ativo diferido

Participação dos acionistas não controladores

(IFRS)

Total do patrimônio

líquido consolidado

(IFRS)

Saldos em 1º de janeiro de 2012 6.615 875 1 - 284 1.226 1.027 557 - 10.585 (348) 497 10.734

Aumento de capital 250 250 250

Dividendo adicional aprovado (557) (557) (166) (723)

Venda de ativo com ganho 15.2 36 36 36

Lucro líquido do exercício 1.525 1.525 226 94 1.845

Pagamento de dividendos retidos 15.4.c (1.027) (1.027) (1.027)

Destinações:

Apropriação do lucro líquido em reserva 15.4.a 76 (76) - -

Dividendos 15.5 959 (1.449) (490) (490)

Saldos em 31 de dezembro de 2012 6.865 911 1 - 360 1.226 - 959 - 10.322 (124) 427 10.625

Ganhos e perdas atuariais - pensão 14 3 3 3 6

Dividendo adicional aprovado (959) (959) (46) (1.005)

Lucro líquido do exercício 1.662 1.662 54 111 1.827

Destinações:

Apropriação do lucro líquido em reserva 15.4.a 83 (83) - -

Dividendos 15.5 1.184 (1.579) (395) (145) (540)

Saldos em 31 de dezembro de 2013 6.865 911 1 3 443 1.226 - 1.184 - 10.633 (70) 350 10.913


DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXAExercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012


Consolidado Controladora

2013 2012 2013 2012

Fluxos de caixa das atividades operacionais

Lucro líquido do exercício 1.716 1.751 1.662 1.525

Ajustes para:

Resultado dos acionistas não controladores 111 94 - -

Despesa atuarial de plano de pensão 9 2 - -

Resultado de participações em investimentos (276) (295) (1.595) (1.403)

Depreciação e amortização 1.135 1.076 2 3

Valor de bens baixados de natureza permanente 4 - - -

Variações cambiais, monetárias e encargos s/ financiamentos 3.050 2.203 27 31

Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos (604) (364) 4 (6)

Redução (aumento) de ativos

Contas a receber (160) (290) 611 (84)

Impostos e contribuições 9 (140) 6 56

Outros ativos (35) 24 - 19

Aumento (redução) de passivos

Fornecedores (380) (143) 1 (78)

Impostos e contribuições (65) 120 (25) 9

Outros passivos (4) 40 (19) 60

Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais 4.510 4.078 674 132

Atividades de investimentos

Aquisição de imobilizado/intangível (501) (1.121) (1) (13)

Dividendos recebidos 151 199 1.331 1.712

Fluxo de caixa usado nas atividades de investimentos (350) (922) 1.330 1.699

Fluxo de caixa de atividades de financiamento

Financiamentos e operações de mútuo, líquidos

Amortização de principal (847) (836) - -

Amortização de juros (916) (915) - -

Dividendos pagos a acionistas (1.611) (2.233) (1.421) (2.095)

Recursos líquidos utilizados nas atividades de financiamentos (3.374) (3.984) (1.421) (2.095)

Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício 786 (828) 583 (264)

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 694 1.522 59 323

Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 1.480 694 642 59


Consolidado Controladora2013 2012 2013 2012

Receitas Venda de produtos, serviços e outras receitas 8.479 7.284 1 2 Perdas em créditos de liquidação duvidosa (4) (5) - - Receitas relativas à construção de ativos para uso 440 1.052 - -

8.915 8.331 1 2 Insumos adquiridos de terceiros

Produtos para revenda (347) (769) - - Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (772) (1.095) (24) (73)

(1.119) (1.864) (24) (73)

Valor adicionado bruto 7.796 6.467 (23) (71)

Retenções Depreciação e amortização (1.135) (1.076) (2) (3)

Valor adicionado líquido produzido/(consumido) pela companhia 6.661 5.391 (25) (74)

Valor adicionado recebido em transferência Resultado de participações em investimentos 276 295 1.595 1.403 Receitas financeiras - inclui variações monetária e cambial 172 216 192 272

448 511 1.787 1.675

Valor adicionado a distribuir 7.109 5.902 1.762 1.601

Distribuição do valor adicionado

Pessoal e administradores Salários e encargos 138 106 8 7 Participações nos lucros ou resultados 5 4 - -

143 110 8 7 Tributos

Federais 1.442 1.188 48 38 Estaduais 415 377 1 1 Municipais 20 11 3 -

1.877 1.576 52 39 Instituições financeiras e fornecedores

Juros, variações cambiais e monetárias 3.163 2.265 38 30 Despesas de aluguéis 99 106 2 -

3.262 2.371 40 30 Acionistas

Dividendos 540 579 395 490 Resultado dos acionistas não controladores 111 94 - - Lucros retidos 1.176 1.172 1.267 1.035

1.827 1.845 1.662 1.525

Valor adicionado distribuído 7.109 5.902 1.762 1.601


DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADOExercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012



Lucro líquido 1.716 1.751 1.662 1.525

Outros resultados abrangentes:Itens que não serão reclassificados para o resultado Ganhos / (Perdas) atuariais - Plano de Pensão 6 - 3 - Resultado abrangente total 1.722 1.751 1.665 1.525


DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS ABRANGENTESExercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012




NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISEm 31 de dezembro de 2013 e 2012

(Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário)1. A COMPANHIA E SUAS OPERAÇÕESA Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (denominadas, em conjunto, “Gaspetro” ou a “companhia”), tem por objeto desenvolver projetos para ampliação do mercado de gás natural, mediante a produção, o comércio, a importação, a exportação, a armazenagem, o transporte e a distribuição de gás natural de gás liquefeito de petróleo e de gases raros de quaisquer origens; de fertilizantes, suas matérias primas e produtos correlatos; de energia termoelétrica; de sinais de dados, voz e imagem por meio de sistema de telecomunicações por cabo e rádio, bem como a prestação de serviços técnicos e administrativos relacionados a tais atividades.

Para cumprir sua missão, a companhia vem desenvolvendo projetos em parceria, por meio da participação no capital de empresas. Dentre os projetos que têm participação da Gaspetro, destacam-se as controladas Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG (“TBG”), Transportadora Associada de Gás - TAG (“TAG”) e a Gas Brasiliano Distribuidora S.A., além de participações societárias (empreendimentos controlados em conjunto e coligada) em companhias estaduais distribuidoras de gás natural canalizado, descritas na nota 7.

A Gaspetro participa de outros projetos ligados ao desenvolvimento do mercado nacional de gás, como os gasodutos de escoamento da produção de gás natural da Região Norte, Nordeste e Sudeste, com o objetivo de expansão de malhas de transporte de gás, implementados através do Projeto Malhas (Gasodutos das regiões Nordeste e Sudeste), Projeto Gasene e Projeto Amazônia (Gasoduto Urucu-Coari-Manaus), além do Gasoduto Uruguaiana - Porto Alegre, no Estado do Rio Grande do Sul, por meio da Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. - TSB.

As operações da companhia são basicamente efetuadas com empresas do sistema Petrobras.

2 BASE DE APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISAs demonstrações contábeis incluem:

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

Demonstrações contábeis individuaisAs demonstrações contábeis individuais estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09, complementadas por pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC.

Os pronunciamentos, interpretações e orientações do CPC estão convergentes às normas internacionais de contabilidade emitidas pelo IASB. Dessa forma, as demonstrações contábeis individuais não apresentam diferenças em relação às consolidadas em IFRS, exceto pela manutenção do ativo diferido, conforme previsto no CPC 43 (R1). As reconciliações do patrimônio líquido e resultado da controladora com o consolidado estão na nota explicativa 3.1.

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

Alguns valores relativos ao exercício anterior foram reclassificados para melhor comparabilidade com o período atual. Estas reclassificações não afetaram o resultado e patrimônio líquido da companhia.

O Conselho de Administração da companhia, em reunião realizada, em 11 de fevereiro de 2014, autorizou a divulgação destas demonstrações contábeis.

2.1 Demonstração do valor adicionadoA demonstração do valor adicionado - DVA apresenta informações relativas à riqueza criada pela companhia e a forma como tais riquezas foram distribuídas. Essa demonstração foi preparada de acordo com o CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado e para fins de IFRS é apresentada como informação adicional.

2.2 Moeda funcionalA moeda funcional da companhia, assim como a de suas controladas, é o Real.

2.3 Uso de estimativas e julgamentos relevantesNa elaboração das demonstrações contábeis é necessário utilizar estimativas para certos ativos, passivos e outras transações. Essas estimativas incluem: impostos e contribuições a recuperar de PIS e COFINS sobre aquisição de ativo imobilizado, passivos de planos de pensão, depreciação e amortização, provisões para processos judiciais, provisão para passivos ambientais, provisão para crédito de liquidação duvidosa e imposto de renda e contribuição social. Embora a Administração utilize premissas e julgamentos que são revisados periodicamente, os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

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

Participação no capital subscrito, integralizado e votante %

2013 2012ControladasTransportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG 51 51Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG 100 100Gas Brasiliano Distribuidora S.A. 100 100

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

3.1 Reconciliação do patrimônio líquido e lucro líquido do consolidado com o da controladora

Patrimônio LíquidoLucro líquido

do exercício2013 2012 2013 2012

Consolidado - IFRS 10.913 10.625 1.827 1.845Patrimônio de acionistas não controladores (350) (427) (111) (94)Despesas diferidas líquidas de IR 70 124 (54) (226)Controladora - CPC 10.633 10.322 1.662 1.525

4 SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS

As práticas contábeis descritas abaixo foram aplicadas de maneira consistente pela companhia nas demonstrações contábeis individuais e consolidadas apresentadas.

4.1 Ativos e passivos financeiros

4.1.1 Caixa e equivalentes de caixa

Incluem numerário em espécie, depósitos bancários disponíveis e aplicações financeiras de curto prazo com alta liquidez, vencíveis em até três meses, contados da data da contratação original, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e com risco insignificante de mudança de valor.

4.1.2 Contas a receber

São contabilizados inicialmente pelo valor justo da contraprestação a ser recebida e, subsequentemente, mensurados pelo custo amortizado, com uso do método da taxa de juros efetiva, sendo deduzidas as perdas em crédito de liquidação duvidosa.

A companhia reconhece as perdas em créditos de liquidação duvidosa quando existe evidência objetiva de que não será capaz de receber os valores devidos pelos clientes, como em casos de dificuldades financeiras significativas e probabilidade do devedor entrar com pedido de falência ou em recuperação judicial.

4.1.3 Empréstimos e financiamentos

São reconhecidos pelo valor justo menos os custos de transação incorridos e, após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado utilizando-se do método da taxa de juros efetiva.

4.1.4 Instrumentos financeiros derivativos e operações de hedge

Os instrumentos financeiros derivativos são reconhecidos e mensurados por valor justo e estão classificados como ativos ou passivos no balanço patrimonial.

As mudanças de valor justo dos derivativos são registradas em cada exercício como ganhos ou perdas no resultado financeiro do período, exceto quando a transação for elegível e caracterizada como um hedge efetivo na modalidade de fluxo de caixa.

Nas operações envolvendo derivativos designados e qualificados como instrumentos de hedge de fluxo de caixa, a parcela eficaz dos ganhos e perdas decorrentes das variações do valor justo são reconhecidos no patrimônio líquido, em ajustes de avaliação patrimonial, sendo transferidos para o resultado quando o item protegido for efetivamente realizado. A parcela ineficaz do hedge é registrada no resultado do período.

4.2 Investimentos societários

Os investimentos em empreendimentos controlados em conjunto e coligadas, nas quais a administração tenha influência significativa, e em outras companhias que façam parte de um mesmo grupo, são avaliados pelo método de equivalência patrimonial. Nas demonstrações contábeis individuais, os investimentos em controladas também são avaliados pelo método de equivalência patrimonial.

4.3 Combinações de negócios e goodwill

A análise da aquisição é feita caso a caso para determinar se a transação representa uma combinação de

negócios ou uma compra de ativos. Transações entre empresas sob controle comum não configuram uma combinação de negócios.

Os ativos e passivos adquiridos em uma combinação de negócios são contabilizados em consonância com o método de aquisição, sendo reconhecidos pelos seus respectivos valores justos. Qualquer excesso do custo de aquisição sobre o valor justo dos ativos líquidos adquiridos (ativos identificáveis e passivos adquiridos, líquidos) é reconhecido como goodwill no ativo intangível. Quando o custo de aquisição for menor que o valor justo dos ativos líquidos adquiridos, um ganho proveniente de compra vantajosa é reconhecido no resultado.

4.4 ImobilizadoEstá demonstrado pelo custo de aquisição ou custo de construção, que representa os custos para colocar o ativo em condições de operação, deduzido da depreciação acumulada e da perda por redução ao valor recuperável de ativos - impairment.

Os encargos financeiros de empréstimos obtidos, quando diretamente atribuíveis à aquisição ou à construção de ativos, são capitalizados como parte dos custos desses ativos. Esses custos são amortizados ao longo das vidas úteis estimadas.

Os terrenos não são depreciados. Os outros bens do imobilizado são depreciados pelo método linear com base nas vidas úteis estimadas, que estão demonstradas por classe de ativo na nota explicativa 8.

4.5 IntangívelEstá demonstrado pelo custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada. É composto por direitos e concessões que incluem, principalmente, concessões de serviços públicos, além de software e ágio por expectativa de rentabilidade futura goodwill decorrente de aquisição de participação com controle. Nas demonstrações contábeis individuais, o ágio por expectativa de rentabilidade futura goodwill é apresentado no investimento.

4.6 Redução ao valor recuperável de ativos - ImpairmentA companhia avalia os ativos do imobilizado e do intangível com vida útil definida quando há indicativos de não recuperação do seu valor contábil. Os ativos que têm uma vida útil indefinida, como o ágio por expectativa de rentabilidade futura, oriundos de uma combinação de negócios, têm a recuperação do seu valor testada anualmente, independentemente de haver indicativos de perda de valor.

Na aplicação do teste de redução ao valor recuperável de ativos, o valor contábil de um ativo ou unidade geradora de caixa é comparado com o seu valor recuperável. O valor recuperável é o maior valor entre o valor líquido de venda de um ativo e seu valor em uso. Considerando-se as particularidades dos ativos da companhia, o valor recuperável utilizado para avaliação do teste de redução ao valor recuperável é o valor em uso, exceto quando especificamente indicado.

Este valor de uso é estimado com base no valor presente de fluxos de caixa futuros, resultado das melhores estimativas da companhia. Os fluxos de caixa, decorrentes do uso contínuo dos ativos relacionados, são ajustados pelos riscos específicos e utilizam a taxa de desconto pré-imposto. Esta taxa deriva da taxa pós-imposto estruturada no Custo Médio Ponderado de Capital (WACC). As principais premissas dos fluxos de caixa são: preços baseados no último plano estratégico divulgado pela Petrobras, custos operacionais de mercado e investimentos necessários para realização dos projetos.

4.7 Imposto de renda e contribuição socialPara fins de apuração do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro corrente, a companhia adotou o Regime Tributário de Transição - RTT, conforme previsto na Lei 11.941/09, ou seja, na determinação do lucro tributável considerou os critérios contábeis da Lei 6.404/76, antes das alterações da Lei 11.638/07. As despesas de imposto de renda e contribuição social do período compreendem os impostos corrente e diferido. Os impostos sobre diferenças temporárias, geradas pela adoção da nova lei societária, foram registrados como impostos e contribuições diferidos ativos e passivos.

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

4.8 Benefícios concedidos a empregadosOs compromissos atuariais com os planos de benefícios de pensão e aposentadoria são provisionados com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos referentes ao aumento do valor presente da obrigação, resultante do serviço prestado pelo empregado, reconhecidos durante o período laborativo dos empregados.

O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final.

Os ganhos e perdas atuariais, decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças das premissas atuariais, são incluídos ou excluídos, respectivamente, na determinação do compromisso atuarial líquido e são reconhecidos em outros resultados abrangentes.

As premissas atuariais relativas às variáveis que determinam o custo final para proporcionar os benefícios pós-emprego incluem: estimativas biológicas e econômicas, estimativas dos custos médicos, bem como dados históricos sobre as despesas e contribuições dos funcionários.

A empresa também contribui para os planos de contribuição definida, cujos percentuais são baseados na folha de pagamento, sendo essas contribuições levadas ao resultado quando incorridas.

4.9 Provisões e passivos contingentesAs provisões são reconhecidas quando existir uma obrigação presente como resultado de um evento passado e seja provável que uma saída de recursos incluindo benefícios econômicos será necessária para liquidar a obrigação, cujo valor possa ser estimado de maneira confiável.

Os passivos contingentes não são reconhecidos no balanço, porém são objeto de divulgação em notas explicativas quando a probabilidade de saída de recursos seja possível, inclusive aqueles cujos valores não possam ser estimados.

4.10 Capital social e remuneração aos acionistasO capital social está representado por ações ordinárias e preferenciais.

As ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e no recebimento dos dividendos, no mínimo, de 6% do valor do patrimônio líquido da ação, participando, em igualdade de condições com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de reservas de lucros. As ações preferenciais não asseguram direito de voto e não são conversíveis em ações ordinárias e vice-versa.

As ações preferenciais participarão, não cumulativamente, em igualdade de condições com as ações ordinárias na distribuição dos dividendos, quando os mesmos forem superiores ao percentual mínimo de 6%.

A remuneração aos acionistas é efetuada sob a forma de dividendos e/ou juros sobre o capital próprio com base nos limites definidos no estatuto da companhia.

O benefício fiscal dos juros sobre o capital próprio é reconhecido no resultado do exercício.

4.11 Subvenções e assistências governamentaisSubvenções governamentais são reconhecidas quando houver razoável certeza de que o benefício será recebido e que todas as correspondentes condições serão satisfeitas.

Quando se referir a um item de despesa, o benefício é reconhecido como receita ao longo do período de fruição, de forma sistemática, em relação aos custos cujo benefício objetiva compensar. Quando se referir a um ativo, o benefício é reconhecido como receita diferida sendo alocada ao resultado em valores iguais ao longo da vida útil esperada do item correspondente.

4.12 Reconhecimento de receitas, custo e despesasA receita é reconhecida quando for provável que benefícios econômicos serão gerados para a companhia e quando seu valor possa ser mensurado de forma confiável, compreendendo o valor justo da contraprestação recebida, ou a receber pela prestação de serviços, líquida dos descontos, impostos e encargos sobre a prestação de serviços.

As receitas e despesas financeiras incluem principalmente receitas de juros sobre aplicações financeiras e títulos públicos, despesas com juros sobre financiamentos, além das variações cambiais e monetárias líquidas.

O ganho em operação não usual de venda auferido entre empresas do mesmo grupo econômico são registrados no patrimônio líquido, como contribuição ao capital social, líquidos de imposto.

As receitas, custos e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.

4.13 Novas normas e interpretaçõesa) IASB - International Accounting Standards BoardAs seguintes novas normas e interpretações de normas foram emitidas pelo IASB mas não estão em vigor para o exercício de 2013. A adoção antecipada de normas, embora incentivada pelo IASB, não é permitida, no Brasil, pelo Comitê de Pronunciamento Contábeis (CPC).

• IFRIC 21 - “Taxas”. A interpretação esclareceu quando uma entidade deve reconhecer uma obrigação de pagar taxas de acordo com a legislação. A obrigação somente deve ser reconhecida quando o evento que gera a obrigação ocorre. Essa interpretação é aplicável a partir de 1º de janeiro de 2014.

• IFRS 9 - “Instrumentos Financeiros”, aborda a classificação, a mensuração e o reconhecimento de ativos e passivos financeiros. O IFRS 9 foi emitido em novembro de 2009 e outubro de 2010 e substitui os trechos do IAS 39 relacionados à classificação e mensuração de instrumentos financeiros. O IFRS 9 requer a classificação dos ativos financeiros em duas categorias: mensurados ao valor justo e mensurados ao custo amortizado. A determinação é feita no reconhecimento inicial. A base de classificação depende do modelo de negócios da entidade e das características contratuais do fluxo de caixa dos instrumentos financeiros. Com relação ao passivo financeiro, a norma mantém a maioria das exigências estabelecidas pelo IAS 39. A principal mudança é a de que nos casos em que a opção de valor justo é adotada para passivos financeiros, a porção de mudança no valor justo devido ao risco de crédito da própria entidade é registrada em outros resultados abrangentes e não na demonstração dos resultados, exceto quando resultar em descasamento contábil. O Grupo está avaliando o impacto total do IFRS 9. A norma é aplicável a partir de 1º de janeiro de 2015.

Não há outras normas IFRS ou interpretações IFRIC que ainda não entraram em vigor que poderiam ter impacto significativo sobre o Grupo.



b) Legislação tributáriaEm 11 de novembro de 2013 foi publicada a Medida Provisória nº 627, a vigorar a partir de 1º de janeiro de 2015 com a opção de antecipação de seus efeitos para o exercício de 2014, que, dentre outras determinações:• Modifica a legislação tributária relativa ao Imposto sobre a Renda das Pessoas Jurídicas - IRPJ, à Contribuição

Social sobre o Lucro Líquido - CSLL, à Contribuição para o PIS/PASEP e à Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social - COFINS;

• Revoga o Regime Tributário de Transição - RTT, instituído pela Lei nº 11.941, de 27 de maio de 2009; e• Dispõe sobre a tributação da pessoa jurídica domiciliada no Brasil, com relação ao acréscimo patrimonial

decorrente de participação em lucros auferidos no exterior por controladas e coligadas e de lucros auferidos por pessoa física residente no Brasil por intermédio de pessoa jurídica controlada no exterior.

Essa Medida Provisória está em processo de tramitação no Congresso Nacional, podendo sofrer modificações em seu texto quando de sua conversão ou não em lei. Existe, ainda, a necessidade de regulamentação de diversos dispositivos pela Secretaria da Receita Federal do Brasil.

5 CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXAConsolidado Controladora

2013 2012 2013 2012

Caixa e bancos 6 23 5 22Aplicações financeiras Fundos de investimentos financeiros 1472 669 635 37 Poupança - Banco do Brasil 2 2 2 -

1.480 694 642 59

As aplicações financeiras são representadas, basicamente, por fundos de investimentos, cujos recursos estão aplicados em quotas de fundo de investimento em direitos creditórios (FIDC - NP). O FIDC-NP é um fundo exclusivo do sistema Petrobras, o qual detém as cotas subordinadas deste fundo. A taxa média de rentabilidade das aplicações no FIDC-NP foi de 8,05% aa (8,41% em 2012).

A exposição da companhia ao risco de crédito associado às instituições financeiras está divulgada na nota 21.

6 CONTAS A RECEBER6.1 Contas a receber, líquidas


ClientesTerceiros 60 92 - 6 Partes relacionadas (Nota 12.1) 1.603 1.404 467 1.199

1.663 1.496 467 1.205

Perdas em créditos de liquidação duvidosa (11) (7) - -

1.652 1.489 467 1.205

Circulante 1.650 1.459 237 324 Não circulante 2 30 230 881

7 INVESTIMENTOS 7.1 Informações sobre as controladas, empreendimentos controlados em conjunto e coligadas

Capitalsubscritoem 31 de

dezembrode 2013

Lucrolíquido

(prejuízo) doexercício /período (*)

Milhares de ações

Açõesordináriasou quotas

Açõespreferenciais

ou quotasPatrimônio

líquido

Subsidiárias e controladasTransportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. – TBG (1) 203 203.000 - 714 228Transportadora Associada de Gás S.A. – TAG (1) 5.346 5.346.390 - 7.391 1.161Gas Brasiliano Distribuidora S.A. (1) 587 587.364 - 461 35

Empreendimentos controlados em conjunto (*)Gás de Alagoas S.A. – ALGAS (2) 32 146.567 293.133 55 15 Companhia de Gás da Bahia – BAHIAGAS (1) 310 4.406 8.812 453 129 Companhia Brasiliense de Gás – CEBGAS (2) 5 60 120 2 (1)CEG RIO S.A. (1) 96 665.008 1.330.015 323 141 Companhia de Gás do Ceará – CEGAS (1) 72 13.133 26.267 120 35 Companhia Paranaense de Gás – COMPAGAS (2) 136 11.200 22.400 239 18 Companhia de Gás do Amapá – GASAP (2) 1 750 750 - - Companhia Maranhense de Gás – GASMAR (2) 8 1.165 1.165 17 12 Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG (1) 644 136.418 272.837 943 150 Companhia de Gás do Piauí – GASPISA (2) 7 1.111 1.111 4 - Agência Goiânia de Gás Canalizado – GOIASGAS (2) 5 1.000 2.000 1 - Companhia Paraibana de Gás – PBGAS (2) 51 477 953 61 6 Companhia Potiguar de Gás – POTIGAS (2) 38 1.415 2.830 47 5 Companhia de Gás Est. Mato Grosso do Sul - MSGAS (2) 13 4.258 8.517 19 - Companhia Rondoniense de Gás – RONGAS (2) 5 1.111 2.223 (1) (1)Companhia de Gás de Santa Catarina – SCGAS (1) 122 3.583 7.166 223 31 Empresa Sergipana de Gás – SERGAS (2) 25 367 735 38 3 Companhia Pernambucana de Gás - COPERGÁS (1) 130 32.248 64.495 203 21 Companhia de Gás do Rio Grande do Sul – SULGAS (1) 68 21.563 - 127 52 GNL Gemini Com. e Logística de Gás Ltda. (2) 79 77.106 - 63 5 TMN Transportadora S.A. (2) 17 9.003 9.003 13 (1)TNG Participações Ltda. (2) 14 13.616 - - (1)

Coligadas (*)Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. - TSB (2) 21 80.500 - 24 3

(*) Para a avaliação dos investimentos pelo método de equivalência na Gaspetro, relativas aos empreendimentos controlados em conjunto e coligadas foram utilizadas demonstrações contábeis para o período de 12 meses findo em 30 de novembro de 2013.

(1) Auditadas na extensão julgada suficiente pelos mesmos auditores da controladora, conforme NBC-TA 600.

(2) Possuem auditoria independente contratada, mas não apresentaram opinião sobre as demonstrações contábeis auditadas para o período findo em 30 de novembro de 2013.

7.2 Mutação dos investimentos (Controladora)

Saldo em 01 de janeiro de

2012 AdiçõesEquivalência patrimonial Dividendos

Saldo em 31 de dezembro de

2012Equivalência patrimonial Dividendos

Ganhos e perdas

atuariais - pensão

Saldo em 31 de dezembro de

2013

Subsidiárias e controladas

Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. TBG 517 98 (170) 445 116 (199) 3 365

Transportadora Associada de Gás S.A. TAG 6.913 450 1.007 (1.393) 6.977 1.166 (882) 7.261

Gas Brasiliano Distribuidora S.A. (a) 411 11 422 39 - 461

Total subsidiárias e controladas 7.841 450 1.116 (1.563) 7.844 1.321 (1.081) 3 8.087

Empreendimentos controlados em conjunto

Companhia de Gás da Bahia BAHIAGAS (a) 152 75 (42) 185 62 (41) 206

Companhia de Gás do Rio Grande do Sul SULGAS (a) 60 40 (38) 62 26 (22) 66

Companhia de Gás de Minas Gerais GASMIG (a) 322 40 (46) 316 61 (15) 362

Companhia de Gás de Santa Catarina SCGAS (a) 72 23 (2) 93 17 (3) 107

Outras participações (a) 407 1 109 (67) 450 107 (80) 477

Total empreendimentos controlados em conjunto 1.013 1 287 (195) 1.106 273 (161) - 1.218

Coligadas

Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. TSB 7 7 1 (2) 6

Total dos investimentos 8.861 451 1.403 (1.758) 8.957 1.595 (1.244) 3 9.311

Participação societária no exterior (b) 25 25 25

Saldo do ágio 269 269 269

Total geral 9.155 9.251 9.605

(a) O saldo inicial inclui a reclassificação do ágio do ativo intangível para o investimento em função do parágrafo 38 do IAS 31 e seu correspondente CPC 19 (R1). (b) Refere-se ao investimento na Gás Transboliviano S.A. - GTB.

(a) Ágio por expectativa de rentabilidade futura (goodwill)O ágio por expectativa de rentabilidade futura, decorrente de aquisição de participação em empreendimento controlado em conjunto, não está sendo amortizado e foi submetido ao teste de recuperabilidade disposto no CPC 01 - Redução ao Valor Recuperável de Ativos.

7.3 Informações sobre as controladas

• Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG - Constituída em 18 de abril de 1997, tem por objeto social a operação do Gasoduto Bolívia-Brasil, no lado brasileiro, e as atividades associadas ao transporte de gás natural na sua região de influência, incluindo telecomunicação por fibra ótica.

• Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG - Constituída em 15 de janeiro de 2002, tem por objeto social a operação de transporte e armazenagem de gás em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros, realização de projetos de engenharia, construção, instalação, operação e manutenção de gasodutos, terminais ou embarcações, destinados a transportar gás em geral e realização de serviços técnicos e administrativos relacionados às suas atividades.

• Gas Brasiliano Distribuidora S.A. - Constituída em 18 de janeiro de 2003, tem por objeto social preponderante a exploração, mediante concessão, dos serviços de distribuição de gás canalizado na área noroeste do Estado de São Paulo, para atendimento dos setores industrial, residencial, comercial, gás natural veicular, termo geração e cogeração. O Contrato de Concessão foi assinado em 10 de dezembro de 1999 entre o Poder Concedente (representado pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - ARSESP) e a Gas Brasiliano, com prazo de vigência de 30 anos, podendo ser prorrogado por uma única vez por 20 anos, mediante requerimento da Gas Brasiliano.

7.4 Participação de acionistas não controladores

O total da participação dos acionistas não controladores no patrimônio líquido da Companhia é de R$ 350, que são inerentes a TBG - Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. A Gaspetro detem 51% do capital votante da TBG, sendo que neste ano foram pagos R$ 191 de dividendos aos acionistas não controladores. A seguir estão apresentadas informações financeiras resumidas da TBG:

2013 2012

Ativo 1.368 1.406

Passivo 1.018 979

Patrimônio líquido 350 427

Resultado do exercício 111 94

Caixa e equivalentes de caixa gerado no exercício 56 50



7.5 Informações contábeis resumidas sobre empreendimentos controlados em conjunto e coligadas2013

BAHIAGAS CEG-RIO SCGAS GASMIG SULGAS Outras Distribuidoras

Outras companhias

TOTAL

Ativo circulante 299 323 104 376 149 691 42 1.984 Caixa e equivalente de caixa 149 95 36 156 29 235 17 717 Outros ativos circulantes 150 229 68 220 120 455 25 1.267 Ativo não circulante 253 326 260 1.378 138 732 87 3.174 Ativo realizável a longo prazo 11 19 64 943 11 74 5 1.127 Investimento - - - - - 1 - 1 Imobilizado - - - - - (17) 81 64 Intangível 242 307 196 435 127 674 1 1.982 Total do ativo 552 649 364 1.754 287 1.423 129 5.158 Passivo circulante 96 313 140 242 160 522 25 1.498 Empréstimos e financiamentos - 22 - 54 - 10 1 87 Outros passivos circulantes 96 291 140 188 160 513 23 1.411 Passivo não circulante 3 27 1 569 - 125 11 736 Empréstimos e financiamentos - 21 - 290 - 1 10 322 Outros passivos não circulantes 3 6 1 279 - 124 1 414 Patrimônio líquido 453 309 223 943 127 775 94 2.924 Total do passivo 552 649 364 1.754 287 1.423 129 5.158 Receita operacional líquida 1.640 2.413 663 1.183 745 2.042 44 8.730 Lucro bruto 167 272 74 234 121 278 24 1.170 Lucro líquido do exercício 129 141 31 150 52 110 6 619 Depreciação, amortização e depleção (28) (17) (27) (34) (14) (75) (6) (201) Receita de juros 13 5 1 9 3 23 - 54 Despesa de juros - (3) - (25) - - (1) (29) Despesas imposto de renda e contribuição social (11) (69) 15 (55) (23) (31) (1) (175) Dividendos recebidos 36 41 - 26 18 29 2 152 Percentual de participação - % 41,50% 37,41% 41,00% 40,00% 49,00% 23,5% a 83,0% 25% a 50,0%

8 IMOBILIZADOConsolidado Controladora

Terrenos, Equipamentos Gasodutos eedificações e outros equip. transp. Ativos em

e benfeitorias bens TBG TAG construção Total TotalSaldo em 1º de janeiro de 2012 236 52 2.528 20.894 3.291 27.001 1 Adições - 2 - - 1.082 1.084 - Juros Capitalizados - - - - 1 1 - Baixa - - - - - - - Transferência (líquida) 4 (42) 29 3.477 (3.574) (106) - Depreciação (13) (3) (147) (897) - (1.060) - Saldo em 31 de dezembro de 2012 227 9 2.410 23.474 800 26.920 1 Custo 255 412 4.216 25.740 800 31.423 1 Depreciação acumulada (28) (403) (1.806) (2.266) - (4.503) - Saldo em 31 de dezembro de 2012 227 9 2.410 23.474 800 26.920 1

Adições - - - 1 488 489 - Juros Capitalizados - - - - - 0 - Baixa - - - - (4) (4) - Transferência (líquida) 3 4 70 446 (627) (104) - Depreciação (12) 2 (151) (958) - (1.119) - Saldo em 31 de dezembro de 2013 218 15 2.329 22.963 657 26.182 1 Custo 258 705 4.286 26.187 657 32.093 1 Depreciação acumulada (40) (690) (1.957) (3.224) - (5.911) - Saldo em 31 de dezembro de 2013 218 15 2.329 22.963 657 26.182 1

Tempo de vida útil média ponderado em anos 4 a 25(exceto terrenos)

10 a 20 30 até 30

9 INTANGÍVEL


Ágio ÁgioConcessão expectativa Concessão expectativa

distribuição rentabilidade distribuição rentabilidade

de gás (a) futura (b) Software Total de gás futura (b) Total

Saldo em 1º de janeiro de 2012 304 18 3 325 21 18 39 Adições 33 - 1 34 11 - 11 Transferência 15 (18) 1 (2) 19 (18) 1 Baixas - - - - (20) - (20)Amortização (15) - (1) (16) (3) - (3)Saldo em 31 de dezembro de 2012 337 - 4 341 28 - 28

Custo 357 - 24 381 31 - 31 Amortização acumulada (20) - (20) (40) (3) - (3)Saldo em 31 de dezembro de 2012 337 - 4 341 28 - 28

Adições 11 - - 11 - - - Transferência (9) - 3 (6) - - - Baixas - - - - - - - Amortização (15) - (1) (16) (2) - (2)Saldo em 31 de dezembro de 2013 324 - 6 330 26 - 26

Custo 359 - 27 386 31 - 31 Amortização acumulada (35) - (21) (56) (5) - (5)Saldo em 31 de dezembro de 2013 324 - 6 330 26 - 26

Tempo de vida útil estimado - anos 10 a 30 Indefinida 5

(a) O percentual de amortização é limitado ao prazo de concessão ou vida útil da infraestrutura, o que for menor, quando não há evidência formal de renovação da concessão.

(a) Concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizadoA companhia controla a Gas Brasiliano e exerce o controle conjunto sobre 19 distribuidoras estaduais de gás, avaliadas pelo método de equivalência patrimonial que possuem contratos de concessão públicos celebrados com os respectivos Governos Estaduais.

Essas companhias reconhecem como intangível o direito de cobrar dos usuários uma tarifa de distribuição em função da infraestrutura para fornecimento de gás vinculados à prestação do serviço especificado nos contratos de concessão de serviços.

Os contratos de concessão têm prazos de 30 ou 50 anos, cujas atividades iniciaram-se em diferentes períodos, fazendo uso de gasodutos construídos ou adquiridos de terceiros, para atender ao serviço de distribuição de gás natural.

A remuneração pela prestação de serviços (tarifa) consiste na combinação de dois componentes: (i) custos e despesas operacionais; e (ii) remuneração do capital investido composto do custo da construção da infraestrutura, cujos reajustes são praticados de modo a refletir as mudanças na estrutura de custo da operação, do impacto dos investimentos em construção e/ou de indicadores de preços ao consumidor, respeitada a fórmula econômica paramétrica definida nos respectivos Contratos de Concessão.

A receita do serviço de distribuição é reconhecida no período no qual este é prestado pelas distribuidoras de gás, detentoras dos contratos de concessão. As distribuidoras prestam apenas o serviço de distribuição de gás natural definido em um contrato de concessão de serviços, logo, a remuneração recebida é alocada a este único serviço de distribuição de gás natural.

A receita do serviço de construção de infraestrutura ou sua melhoria não é considerada como prestação de serviços ao Poder Concedente, tendo em vista o entendimento da Administração sobre a inexistência deste serviço, a natureza de um contrato ainda a ser executado, a falta de previsão deste serviço como fonte de receita no contrato de concessão e a ausência de qualquer especificação do bem a ser construído.

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

O custo de construção adicionado ao Intangível em 2013 foi de R$ 11 (R$ 21 em 2012) e refere-se aos gastos para formação da infraestrutura de gasodutos vinculados à concessão da Gas Brasiliano, que permite a prestação de serviço de distribuição de gás natural canalizado.

O valor residual dos bens vinculados à prestação de serviço da Gas Brasiliano serão financeiramente reembolsados pelo Poder Concedente no final da concessão. Os investimentos que atualmente correspondem ao direito de receber valores do Poder Concedente estão registrados no ativo não circulante.

O Poder Concedente não fornecerá pagamentos mínimos para cada ano de operação da infraestrutura de gasodutos ou no final dos prazos pactuados. Ao final do período de concessão, não havendo renovação, as infraestruturas de gasodutos serão revertidas ao Poder Concedente, não havendo mais envolvimento das distribuidoras em exigências de operação ou manutenção.

Os contratos de concessão possuem cláusulas relativas à extinção, estabelecendo que o Poder Concedente poderá extingui-lo em função da deficiência na execução dos serviços prestados pelas distribuidoras e de violação material nos termos do contrato. Os direitos das distribuidoras de rescindi-lo estão relacionados ao descumprimento das normas legais ou contratuais pelo Poder Concedente.



10 FORNECEDORESConsolidado Controladora

Passivo circulante 2013 2012 2013 2012 Terceiros País 80 163 2 7 Exterior 3 14 - -

83 177 2 7

Partes relacionadas (Nota 12.1) 211 450 39 33

294 627 41 40

Circulante 294 627 41 40

11 FINANCIAMENTOSConsolidado

Não Circulante

Mercado Bancário (BNDES)

Mercado de Capitais (Notes,

Global Notes e Bonds) Outros Total

No paísSaldo em 1º de janeiro de 2012 12.679 605 13.284Juros incorridos no período 4 45 49 Amortização de Principal (679) (679)Amortização de Juros (48) (48)Variação Monetária 602 602 Transferência de Longo para Curto Prazo (77) (77)Saldo em 31 de dezembro de 2012 12.529 602 13.131

Saldo em 1º de janeiro de 2013 12.529 602 13.131Juros incorridos no período 5 48 53 Amortização de Principal (771) - (771)Amortização de Juros (48) (48)Variação Monetária 1.098 1.098 Transferência de Longo para Curto Prazo (37) (37)Saldo em 31 de dezembro de 2013 12.824 602 13.426

No exteriorSaldo em 1º de janeiro de 2012 1.623 422 2.045Incorporação Gasene 2.720 2.720 Juros incorridos no período 102 102 Variação Cambial 393 37 430 Transferência de Longo para Curto Prazo (1.576) (70) (1.646)Saldo em 31 de dezembro de 2012 - 3.262 389 3.651

Saldo em 1º de janeiro de 2013 3.262 389 3.651Juros incorridos no período 108 108Variação Cambial 717 58 775Transferência de Curto para Longo Prazo 1.576 (47) 1.529Saldo em 31 de dezembro de 2013 - 5.663 400 6.063

2013 2012CirculanteParcela circulante do endividamento de longo prazo 818 2.273

Juros sobre financiamentos 199 3181.017 2.591

11.1 Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulanteConsolidado

20132015 2016 2017 2018 2019-2029 Total

Financiamentos em Reais (R$) Indexados a taxas flutuantes 1.228 626 626 626 2.114 5.220 Taxa média dos financiamentos em Reais (*) 6,94%

Financiamentos em Dólares (US$): Indexados a taxas flutuantes (**) 1.654 4.057 5.711 Indexados a taxas fixas 34 34 35 250 - 353 Taxa média dos financiamentos em Dólares 2,21%

Financiamentos em Reais indexados ao Dólar: Indexados a taxas fixas 146 417 688 688 6.266 8.205 Taxa média dos financiamentos em Reais indexados ao Dólar (*)

6,76%

Financiamentos no Passivo Não Circulante 3.062 1.077 1.349 1.564 12.437 19.489

Consolidado2012

2014 2015 2016 2017 2018-2029 Total

Financiamentos em Reais (R$) Indexados a taxas flutuantes 1.235 631 631 631 2.764 5.892 Indexados a taxas fixasTaxa média dos financiamentos em Reais 7,44%

Financiamentos em Dólares (US$): Indexados a taxas flutuantes 3.313 3.313 Indexados a taxas fixas 29 29 29 29 221 337 Taxa média dos financiamentos em Dólares 2,21%

Financiamentos em Reais indexados ao Dólar: Indexados a taxas flutuantes Indexados a taxas fixas 123 123 359 595 6.040 7.240 Taxa média dos financiamentos em Reais indexados ao Dólar

6,70%

Financiamentos no Passivo Não Circulante 1.387 783 1.019 1.255 12.338 16.782

(*) Refere-se à captação de recursos junto ao BNDES, destinados ao Plano de investimentos até 2010 em projetos de gasodutos enquadrados no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do Governo Federal e dívida com o BNDES, absorvida pela TAG com a aquisição da Transportadora Gasene e Transportadora Urucu-Manaus, destinados a financiar a construção dos gasodutos GASCAC (Cacimbas-Catu) e GASCAV (Cabiúnas-Vitória) e aos projetos de gás natural na Amazônia.

(**) Referem-se principalmente às dívidas com o BB Fund, que foram absorvidas pela TAG com a aquisição da Transportadora Gasene e Transportadora Urucu-Manaus, destinados a financiar a construção dos gasodutos GASCAC (Cacimbas-Catu) e GASCAV (Cabiúnas-Vitória) e dos projetos de gás natural na Amazônia.

12. PARTES RELACIONADAS12.1 Transações comerciais e outras operaçõesAs operações comerciais da companhia com a Petrobras e demais empresas do sistema Petrobras são realizadas por preços ajustados em contratos.


Nota Petrobras Transpetro NTN NTS Outras(*) Total Total Petrobras TBG TAG Outras(*) Total Total

Resultado Receita de vendas e serviços 7.931 4 7.935 5.925 2 Custos com aluguel de equipamentos e serviços de operação de gasodutos

(95) (237) (332) (344)

Variações monetárias e cambiais líquidas (108) 2 (106) (94) (39) 40 39 2 42 65 Receitas (despesas) financeiras líquidas 35 (20) (28) 1 (12) (16) 35 32 12 79 134

7.485 5.471 121 201 Ativo Circulante Contas a receber, principalmente por transporte de gás natural (a) 6 1.565 1.565 1.371 37 6 3 2 48 39 Dividendos a receber - 38 38 33 151 - 38 189 279

1.565 - - - 38 1.603 1.404 37 157 3 40 237 318 Não circulante Empréstimos concedidos (b) - 30 230 230 881

1.603 1.434 467 1.199 Passivo Circulante Adiantamento de cliente - capacidade de transporte (c) 48 48 44 Fornecedores vinculados ao serviço de Telecomunicação e pessoal cedido

37 37 32 37 32

Fornecedores vinculados a fornecimento de gás natural - Petrobras

18 18 38

Fornecedores vinculados à operação de gasodutos 20 20 39 Fornecedores vinculados à construção de gasodutos (d) 134 134 338 Dividendos propostos 93 93 174 93 93 174 Outras contas a pagar - cessão faixa de servidão - Petrobras 2 2 3 Outras contas a pagar - pessoal cedido 2 2 1

332 20 - - - 352 668 93 2 - - 132 207 Não circulante Adiantamento de cliente - capacidade de transporte (c) 767 767 746 Financiamentos 11 251 351 602 603 Outras Contas a pagar - cessão faixa de servidão 14 - - 14 16

781 - 251 351 - 1.383 1.365 - - - - - - 1.735 2.033 132 207

(a) O valor relacionado à Petrobras refere-se principalmente às operações de transporte e distribuição de gás natural canalizado.(b) O valor a receber da TBG (empréstimo “sub-loan”) é remunerado com base na variação cambial do Dólar norte-americano mais juros de 15% a.a., capitalizados anualmente.(c) Nos contratos em dólares norte-americanos, os prazos variam de 12,5 a 15 anos com “spreads” de 2,5% a 3% a.a. acima da LIBOR. Nos contratos em ienes, os prazos são de 12 anos a taxas variáveis.(d) Os valores são remunerados com base na variação cambial do dólar norte-americano mais juros de 15% a.a. capitalizados anualmente.(e) Valores relativos a serviços de engenharia (CMA) para gerenciamento das obras.

(*) Inclui empreendimentos controlados em conjunto.

As principais operações realizadas com as controladas referem-se a contas a pagar à Petrobras, decorrentes de repasse de gastos na construção do Gasoduto Bolívia-Brasil, acrescidas de encargos financeiros compatíveis com os de mercado para operações semelhantes; adiantamentos efetuados pela Petrobras referentes ao contrato de compra antecipada de capacidade de transporte (TCO) e que se destinaram ao financiamento da construção do gasoduto, sujeitos à atualização com base na taxa do dólar norte-americano; serviços de engenharia cobrados à TAG (contratos de CMA) para gerenciamento das obras; contas a receber relacionado aos contratos de transporte de gás (GTA); e financiamentos firmados entre a controladora da Gaspetro e instituições financeiras para aquisição de materiais e equipamentos, repassados à TBG mediante contratos e nas mesmas condições contratadas.

As operações comerciais envolvendo o transporte e a venda de gás natural entre a controladora da Gaspetro e as transportadoras e as distribuidoras de gás natural canalizado, controladas da Gaspetro, respectivamente, são realizadas com base nos valores de mercado, semelhantes àquelas realizadas com as demais companhias estaduais distribuidoras de gás natural canalizado do país.

Quanto ao relacionamento da TBG e TAG com a controladora da Gaspetro, que envolve transações comerciais relativas ao transporte de gás natural, são realizadas por preços ajustados em contratos do tipo “Ship-or-Pay” de longo prazo. Pela especificidade do empreendimento não há referencial de preço de mercado que possa ser usado neste caso, entretanto as tarifas firmadas suportam a recuperação econômica dos investimentos realizados.

12.1.1 Efeito cambial sobre a tarifa da TBGDe acordo com termos contratuais, a tarifa de transporte praticada no ano é fixada em janeiro e mensalmente é calculada a diferença entre o valor apurado em reais com a paridade do dólar norte-americano do dia do recebimento, e a tarifa fixada em reais no início do ano. As diferenças apuradas mensalmente são registradas no resultado do exercício em que são apuradas, gerando um valor a receber ou a ressarcir à Petrobras, mediante compensação na tarifa de transporte do ano seguinte, considerando as quantidades previstas nos contratos. No exercício de 2013 foi apurado o montante de R$ 63 a ser recuperado, em 2014, via aumento de tarifa (em 2012 foi apurado o montante de R$ 50, recuperado em 2013 via aumento de tarifa).

12.1.2 Repasse de financiamentos da Petrobras para a TBGTendo iniciado a construção do Gasoduto Bolívia-Brasil antes da efetiva estruturação organizacional da TBG, a Petrobras firmou contratos de financiamento, no montante de US$ 415, para aquisição de materiais e equipamentos com instituições financeiras, sendo a principal delas o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES/FINAME, e com agências de crédito à exportação (ECAs) do Japão (J EXIM) e da Itália (Mediocredito).

Em julho de 1998 foram firmados contratos On-lending entre a Petrobras e a TBG para repasse desses financiamentos à TBG nas mesmas condições contratadas originalmente pela Petrobras.

No exercício de 2012 esses financiamentos foram integralmente liquidados.

12.1.3 Adiantamentos recebidos pela TBG da PetrobrasRefere-se a valor recebido em adiantamento do contrato TCO, aportado pela Petrobras, equivalente a US$ 302, que foi destinado ao financiamento da construção do Gasoduto Bolívia-Brasil conforme previsto no “Acordo de Acionistas da TBG para Aporte de Capital e outras Avenças”, e está sendo liquidado através de prestação de serviços num período de 40 anos, a partir de 2001.

Inclui também pré-pagamento para financiamento de expansão do trecho sul, que está sendo liquidado através da prestação de serviço num período de 20 anos, a partir de outubro de 2010, e novas estações de entrega, que serão liquidados através da prestação de serviço, após o término de cada obra.



12.1.4 Operações de mútuo Em 2009 foram assinados contratos de mútuo com a TAG, no montante de R$ 650, visando saldar compromissos da companhia relacionados aos investimentos na ampliação da malha dutoviária. Em 2013 os contratos foram quitados.

Em 2011 a TAG assinou contratos de mútuo com a Nova Transportadora do Nordeste - NTN e com a Nova Transportadora do Sudeste - NTS, no montante de R$ 250 e R$ 350, respectivamente, visando recompor o caixa da TAG e financiar seus investimentos relacionados ao Projeto Malhas. Os juros mensais, calculados com base na Selic, são pagos mensalmente.

12.1.5 Contrato de prestação de fiançaA Gaspetro firmou, em 12 de junho de 2008 e em 17 de maio de 2010, com sua controladora Petrobras e com a Transpetro, respectivamente, contratos de prestação de fiança assumindo a responsabilidade como principal pagadora dos tributos federais suspensos (IN SRF nº 04/2001 e 284/2003), relativos aos equipamentos admitidos no País na condição de Admissão Temporária sob o Regime Aduaneiro Especial de Exportação e Importação de Bens Destinados às Atividades de Pesquisa e de Lavra das Jazidas de Petróleo e de Gás Natural (REPETRO).

A Petrobras e Transpetro, respectivamente, remuneram a Gaspetro o valor equivalente a 0,30% (trinta centésimos de cento) e 0,333% (trezentos e trinta e três milésimos de cento) ao ano pro-rata ao final de cada ano, sob o montante de tributos suspensos. No exercício de 2013 foi auferida a receita de R$ 35 (R$ 30 em 2012).

12.1.6 Remuneração dos administradoresA remuneração dos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal da companhia foi objeto de deliberação da Assembleia Geral Ordinária, realizada em 19 de março de 2013. Foi deliberada a fixação do montante global de R$ 648 mil válida para o período compreendido entre abril de 2013 e março de 2014.

Os membros da Diretoria exercem funções gerenciais na controladora Petrobras e não recebem verbas remuneratórias da companhia.

13 TRIBUTOS13.1 Impostos e contribuições


Ativo circulanteICMS 29 1 - - PIS/COFINS 67 64 - - Imposto de renda 211 198 81 73 Contribuição social 35 45 8 22 Outros impostos 10 11 - -

352 319 89 95

Ativo não circulanteICMS 14 2 - - PIS/COFINS 908 941 - -

922 943 - -

Passivo circulanteICMS 86 67 - 1 PIS/COFINS 10 62 3 31 Imposto de renda e contribuição social 254 293 22 18 Outros impostos 22 15 - -

372 437 25 50

Os créditos de PIS/COFINS são originados das aquisições de ativos imobilizados pela TAG de acordo com a Lei Complementar 87/1996. A Administração da companhia espera realizar estes créditos com as operações futuras.

13.2 Impostos e contribuição social diferidos Os fundamentos e as expectativas para realização estão apresentados a seguir:

a) Imposto de renda e contribuição social diferido ativoConsolidado Controladora

Natureza 2013 2012 2013 2012

Variação cambial 2.590 818 - - Prejuízos fiscais 200 374 - - Provisões temporárias de gastos 265 218 177 191

3.055 1.410 177 191

Alíquota fiscal combinada de imposto de renda e contribuição social 34% 34% 34% 34%

Imposto de renda e contribuição social diferido ativo 1.039 479 60 65

b) Imposto de renda e contribuição social diferido passivoConsolidado Controladora

Natureza 2013 2012 2013 2012

Variação cambial 73 220 33 32 Juros capitalizados - depreciação 86 116 - - Diferença de depreciação - vida útil 687 687 - - Provisões temporárias de gastos 52 110 - - Lucro não realizado 97 70 - -

995 1.203 33 32 Alíquota fiscal combinada de imposto de renda e contribuição social 34% 34% 34% 34%

Imposto de renda e contribuição social diferido passivo 338 409 11 11

c) Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidosA administração considera que os créditos fiscais diferidos ativos serão realizados na proporção da realização das provisões e da resolução final dos eventos futuros, ambos baseados em projeções efetuadas.

A expectativa de realização dos ativos e passivos fiscais diferidos é o seguinte:Imposto de renda e CSLL diferidos, líquidos

Consolidado ControladoraAtivos Passivos Ativos

2014 85 8 - 2015 32 8 7 2016 80 8 7 2017 66 9 7 2018 78 9 7 2019 70 - 7 2020 70 - 7 2021 em diante 262 - 7

743 42 49

13.3 Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucroA reconciliação dos impostos apurados conforme alíquotas nominais e o valor dos impostos registrados nos exercícios de 2013 e de 2012 estão apresentados a seguir:


Lucro antes dos impostos 2.443 2.313 1.688 1.528

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (831) (786) (574) (520)

Ajustes para apuração da alíquota efetiva:

Incentivos fiscais 51 4 - -

Exclusões/(Adições) permanentes, líquidas 74 59 - (16)

Participação em controladas e coligadas 94 101 542 481

Inclusão de JSCP como despesa/receita (4) 154 6 52

Despesa com imposto de renda e contribuição social (616) (468) (26) (3)

Imposto de renda e contribuição social diferidos 605 348 (4) 7

Imposto de renda e contribuição social correntes (1.221) (816) (22) (10)

(616) (468) (26) (3)

Alíquota efetiva de imposto de renda e contribuição social 25,21% 20,23% 1,54% 0,20%

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

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

A parcela desse plano com característica de benefício definido refere-se à cobertura de risco com invalidez e morte, garantia de um benefício mínimo e renda vitalícia, sendo que os compromissos atuariais relacionados estão registrados de acordo com o método da unidade de crédito projetada. A parcela do plano com característica de contribuição definida destina-se à formação de reserva para aposentadoria programada, cujas contribuições são reconhecidas no resultado de acordo com o pagamento. Em 2013, a contribuição da TBG para parcela de contribuição definida totalizou R$ 9 (R$ 2 em 2012).

A parcela da contribuição com característica de benefício definido está suspensa entre 1º de julho de 2012 a 30 de junho de 2014, conforme decisão do Conselho Deliberativo da Fundação Petros, que se baseou na recomendação da Consultoria Atuarial da Fundação. Dessa forma, toda contribuição deste período está sendo destinada para conta individual do participante.

As contribuições esperadas das patrocinadoras para 2014 é de R$ 5, referente a parcela de contribuição definida.

Os saldos relativos a benefícios concedidos a empregados estão representados a seguir:Consolidado

2013 2012Passivo não circulante Plano de Pensão 4 2

4 2 15 PATRIMÔNIO LÍQUIDO15.1 Capital social Em 15 de junho de 2012 foram realizadas duas Assembleias Gerais Extraordinárias, sendo que a primeira aprovou um aumento de capital de R$ 261, proveniente da transferência de propriedades de ações da Petrobras na TAG, em função do aumento de capital com bens. A segunda aprovou a redução de capital de R$ 11, proveniente da devolução de ativos da TAG para a Petrobras.

Em 31 de dezembro de 2013 e 2012 o capital social da companhia, no valor de R$ 6.865, está representado por 3.973.689 ações sendo 3.179.660 ações ordinárias, 7.100 ações preferenciais classe “A” e 786.929 ações preferenciais classe “B”, sem valor nominal.

15.2 Contribuição adicional de capitalReferem-se a diferença entre o valor pago e o montante contábil decorrentes das variações de participações em controladas que não resultem em perda de controle, considerando que se trata de transações de capital, ou seja, transações com os acionistas, na qualidade de proprietários, e o reconhecimento de ganho em operação não usual de venda entre empresas do mesmo grupo econômico.

15.3 Reserva de capitalRefere-se à incentivos fiscais de imposto de renda aplicados no FINAM nos exercícios de 1997 e de 1998. Conforme previsto no CPC 13 - Adoção Inicial da Lei 11.638/07 e da Lei 11.941/09 esse saldo deve ser mantido nessa conta até sua total utilização, na forma prevista na Lei 6.404/76.

15.4 Reservas de Lucrosa) Reserva legalConstituída mediante a apropriação de 5% do lucro líquido do exercício, em conformidade com o artigo 193 da Lei das Sociedades por Ações.

b) Reserva de retenção de lucrosÉ destinada à aplicação em investimentos previstos em orçamento de capital, principalmente na atividade de distribuição de gás natural e expansão da malha de gasodutos, em conformidade com o artigo 196 da Lei das Sociedades por Ações.

c) Reserva especialConstituída com base nos parágrafos 4º e 5º do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações, para registrar os lucros que deixarem de ser distribuídos e que, se não absorvidos por prejuízos de exercícios subsequentes, deverão ser pagos como dividendos, assim que permitir a situação financeira da companhia.

Em 28 de dezembro de 2012, os acionistas reunidos em Assembleia Geral Extraordinária aprovaram a reversão da totalidade do montante desta reserva e seu pagamento, na mesma data, sob a forma de dividendos.

15.5 DividendosOs acionistas terão direito, em cada exercício, aos dividendos, que não poderão ser inferiores a 25% do lucro líquido ajustado, na forma da Lei das Sociedades por Ações. O estatuto prevê que o Conselho de Administração poderá aprovar dividendos adicionais ao mínimo obrigatório.

As ações preferenciais de classes “A” e “B” têm prioridade no caso de reembolso de capital e na distribuição de um dividendo mínimo, não cumulativo, de 6% sobre o valor nominal da ação, participando, em igualdade de condições com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros.

A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2013, que está sendo encaminhado pela Administração da companhia à aprovação dos acionistas na Assembleia Geral Ordinária de 2014, no montante de R$ 1.579 (R$ 397,38 por ação), atende aos direitos garantidos aos acionistas, podendo ser assim demonstrada:

2013

Lucro líquido do exercício (Controladora) 1.662

Apropriação: Reserva legal (art. 193 da Lei 6.404/76) (83)Lucro básico para determinação do dividendo 1.579

Dividendos propostos, equivalente a 25% do lucro básico - R$ 98,27 por ação ordinária e R$ 103,66 por ação preferencial, composto de:

Juros sobre o capital próprio 302 Dividendos 93

Dividendo adicional proposto - R$ 298,03 por ação ordinária e preferencial 1.184

Total de dividendos propostos 1.579

Menos: Juros sobre o capital próprio pagos antecipadamente (302)Saldo de dividendos propostos 1.277

Dividendos propostos 93 Dividendo adicional proposto 1.184 Saldo de dividendos propostos 1.277

Os dividendos propostos em 31 de dezembro de 2013, no montante de R$ 1.277, incluem juros sobre o capital próprio no total de R$ 302, aprovados pelo Conselho de Administração em 26 de novembro de 2013, e pago em 29 de novembro de 2013.

Os juros sobre o capital próprio distribuídos antecipadamente em 2013 serão descontados dos dividendos propostos para este exercício. Os dividendos serão pagos na data a que vier a ser fixada em Assembleia Geral Ordinária de Acionistas e terão seus valores atualizados monetariamente, a partir de 31 de dezembro de 2013 até a data de pagamento, de acordo com a variação da taxa SELIC.

Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte de 15%, conforme estabelecido na Lei 9.249/95. Esses juros foram imputados aos dividendos do exercício, e contabilizados no resultado operacional, conforme requerido pela legislação fiscal, e foram revertidos contra lucros acumulados, resultando em um crédito tributário de imposto de renda e contribuição social no montante de 102 (R$ 167 em 2012).

15.6 Lucro por ação


Lucro líquido atribuível aos acionistas da Gaspetro 1.716 1.751 1.662 1.525

Quantidade de ações ordinárias e preferenciais 3.973.689 3.973.689 3.973.689 3.973.689

Lucro líquido básico e diluído por ação ordinária e preferencial (R$ por ação) 0,43 0,44 0,42 0,38

16 RECEITA DE VENDAS E SERVIÇOS


2013 2012 2013 2012

Receita bruta de vendas de produtos 397 365 - -

Encargos de vendas (84) (78) - -

Receita líquida de vendas de produtos 313 287 - -

Receita bruta de serviços 7.932 6.903 - 3

Encargos sobre serviços (1.117) (979) - (1)

Receita líquida de serviços 6.815 5.924 - 2

Receita líquida de vendas e serviços 7.128 6.211 - 2



17 OUTRAS DESPESAS OPERACIONAIS LÍQUIDASConsolidado Controladora

2013 2012 2013 2012

Benefício fiscal SUDAM/SUDENE e lucro da exploração 148 13 - - Despesa com provisão de contigência ambiental - (42) (3) (42)Outras - 6 (2) (6)

148 (23) (5) (48)

18 DESPESAS POR NATUREZAConsolidado Controladora

2013 2012 2013 2012

Despesas com pessoal 143 110 8 7 Depreciação e amortização 1.135 1.076 2 3 Serviços contratados, fretes, aluguéis e encargos gerais 357 440 18 23 Aluguel de equipamentos, compressores e serviços de compressão 165 175 2 2

Operação e manutenção 237 254 - - Outras 65 51 26 35

2.102 2.106 56 70

Custo dos produtos e serviços prestados 1.882 1.911 - 1 Gerais e administrativas 160 144 30 34 Tributárias 60 51 26 35

2.102 2.106 56 70

19 RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDOConsolidado Controladora

2013 2012 2013 2012Variações cambiais e monetárias s/ endividamento líquido (1.984) (1.135) 9 56 Despesa com endividamentos (1.077) (1.095) - - Receita com aplicações financeiras 95 146 25 38 Resultado financeiro sobre endividamento líquido (2.966) (2.084) 34 94 Outras despesas e receitas financeiras líquidas (56) (45) 80 135 Outras variações cambiais e monetárias líquidas 31 80 40 12 Resultado financeiro líquido (2.991) (2.049) 154 241

Resultado financeiroReceitas 139 184 105 173 Despesas (1.177) (1.178) - - Variações cambiais e monetárias, líquidas (1.953) (1.055) 49 68

(2.991) (2.049) 154 241

20 PROCESSOS JUDICIAIS E CONTINGÊNCIASA companhia possui diversos processos judiciais de natureza tributária, cível, trabalhista e ambiental, resultantes do curso normal de suas operações. A classificação das ações de acordo com a expectativa de perda como provável, possível ou remota, assim como seus valores estimados é elaborada com base em pareceres de seus assessores jurídicos e melhor julgamento da Administração.20.1 Processos judiciais provisionados

A companhia constituiu provisões em montante suficiente para cobrir as perdas consideradas prováveis e razoavelmente estimáveis.Os valores provisionados são os seguintes:


Passivo circulanteProcessos ambientais 21 36 21 36

21 36 21 36 Passivo não circulanteReclamações trabalhistas 1 2 - - Processos fiscais 3 3 - - Processos cíveis 54 53 54 54 Outras processos 9 11 - -

67 69 54 54

88 105 75 90

20.2 Processos judiciais não provisionados

ConsolidadoNatureza Estimativa

Fiscais 231 Cíveis - Gerais 321 Trabalhistas 5 Outros 12

569

Os quadros a seguir detalham as principais causas de natureza fiscal e cível, cujas expectativas de perdas estão classificadas como possível:

a) Processos de natureza fiscalDescrição do processo de natureza fiscal Estimativa

Autor: Secretaria de Fazenda do Estado do Rio de Janeiro 1) Recolhimento incorreto de DIFAL

Situação atual: Aguardando a análise do Fisco Estadual quanto à impugnação apresentada pela TAG. 17

2) Aproveitamento indevido de crédito de ICMSSituação atual: Recurso interposto perante instância administrativa 14

Autor: Secretaria de Fazenda do Estado de São Paulo3) Aproveitamento indevido de crédito de ICMS

A.I. nº 4.026.759-3, A.I. nº 4.005.552-8, A.I. nº 4.26.203Situação atual: A questão envolve processos em fase administrativa, onde a companhia tem buscado assegurar seus direitos. 188

4) Processos diversos de natureza fiscal 12

Total de processos de natureza fiscal 231

b) Processos de natureza cível

Descrição do processo de natureza cível Estimativa

Autor: Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG1) Perdas e danos pelo inadimplemento do contrato com o Consórcio Masa.

Situação atual: Ação movida pela TAG contra o Consórcio MASA-ARG em função de inadimplemento de contrato, sendo que em 10/10/2006, o consórcio apresentou reconvenção contra a TAG. Em 08/03/2010 a TAG foi condenada em 1ª instância ao pagamento dos prejuízos do Consórcio no ano de 2005 e a devolução do seguro recebido após o ajuizamento da causa, recorrendo da sentença. Após discussões em Tribunais de instâncias inferiores, com recursos de ambas empresas, em 03.02.2014, os recursos foram remetidos ao Superior Tribunal de Justiça. 207

Autor: MPE Montagens e Projetos Especiais S.A.2) Indenização de perdas e danos por desequilíbrio econômico-financeiro do contrato.

Situação atual: Contratada pela TBG para obras do Projeto Confiabilidade, pleiteia a condenação da TBG ao pagamento de indenização de perdas e danos por desequilíbrio econômico-financeiro do contrato. 82

Autor: Mendes Junior Trading e Engenharia Ltda3) Indenização por conta de prejuízos na execução de serviços contratados.

Situação atual: Ação indenizatória contra a TBG pleiteando indenização por conta de prejuízos decorrentes da alta dos preços de produtos e materiais e da variação cambial ocorridos ao longo do contrato. 28

4) Processos diversos de natureza cível 4

Total de processos de natureza cível 321

20.3 Contingências ativas• Recuperação de PIS e COFINSA Gaspetro ajuizou ação ordinária contra a União, perante a Justiça Federal da Seção Judiciária do Rio de Janeiro, referente à recuperação, por meio de compensação, dos valores recolhidos a título de PASEP incidentes sobre receitas financeiras e variações cambiais ativas, no período compreendido entre fevereiro de 1999 e dezembro de 2002, e COFINS, compreendido entre fevereiro de 1999 a janeiro de 2004, considerando a inconstitucionalidade do § 1º do art. 3º da Lei 9.718/98.Em 9 de novembro de 2005, o Supremo Tribunal Federal considerou inconstitucional o mencionado § 1º do art. 3º da Lei 9.718/98.Em 9 de janeiro de 2006, devido a decisão definitiva do STF, a Gaspetro ajuizou nova ação visando recuperar os valores de COFINS referentes ao período de janeiro de 2003 a janeiro de 2004.Em 31 de dezembro de 2013, o valor de R$ 83 (R$ 81 em 2012), relativo à citada ação, não está refletido nestas demonstrações contábeis.21 GERENCIAMENTO DE RISCOS E INSTRUMENTOS FINANCEIROSA companhia e suas controladas mantêm operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos visando assegurar sua liquidez e rentabilidade. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado. Em 31 de dezembro de 2013, a companhia e suas controladas não efetuaram aplicações de caráter especulativo ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da companhia.Os controles para identificação de eventuais derivativos embutidos nas operações da companhia são corporativos e aplicados por sua controladora Petrobras. Tais controles estão relacionados principalmente à identificação de possíveis derivativos embutidos e à orientação relacionada ao tratamento contábil a ser dado pelas empresas do sistema Petrobras. Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações contábeis da companhia e estão demonstradas abaixo em 31 de dezembro de 2013 e 2012:

Consolidado Controladora Consolidado ControladoraAtivo 2013 2012 2013 2012 Passivo 2013 2012 2013 2012

Circulante CirculanteCaixa e equivalentes de caixa 1.480 694 642 59 Financiamentos 1.017 2.591 - - Contas a receber, líquidas 1.650 1.459 237 324 Fornecedores 294 627 41 40

3.130 2.153 879 383 Adiantamento de cliente 48 44 - - 1.359 3.262 41 40

Não circulanteContas a receber, líquidas 2 30 230 881 Não circulanteAdiantamento a fornecedores 10 59 - - Financiamentos 19.489 16.782 - - Depósitos vinculados 61 48 - - Adiantamento de cliente 767 746 - -

20.256 17.528 - - Ativo financeiro 35 28 - -

108 165 230 881

3.238 2.318 1.109 1.264 21.615 20.790 41 40

As operações da companhia e suas controladas estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos:21.1 Gerenciamento de risco cambialO gerenciamento dos riscos cambiais é feito de forma corporativa pela controladora Petrobras, que busca identificá-los e tratá-los de forma integrada, visando garantir alocação eficiente dos recursos destinados à proteção patrimonial.O risco cambial decorre da possibilidade de oscilações de taxas de câmbio das moedas estrangeiras utilizadas pela companhia e suas controladas para a aquisição de equipamentos ou serviços e a contratação de instrumentos financeiros. Além de valores a pagar e a receber em moedas estrangeiras, a companhia e suas controladas não tem fluxos operacionais em outras moedas. A companhia e suas controladas avaliam permanentemente essas oscilações, procurando renegociar suas dívidas na medida em que essas impactam significativamente seus fluxos financeiros.A exposição cambial da TBG e TAG em 31 de dezembro de 2013 está concentrada em seus empréstimos e financiamentos, conforme demonstrado a seguir:

2013Com instituições financeiras, em dólar norte-americano - TAG 14.171 Com instituições financeiras, em dólar norte-americano - TBG 224 Com os demais acionistas, em dólar norte-americano - TBG 224

14.619 a) Análise de sensibilidade dos instrumentos financeiros sujeitos à variação cambialA seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de taxa de câmbio, considerando que o cenário provável é o valor dos financiamentos em 31 de dezembro de 2013, respectivamente, que os cenários possível e remoto consideram a variação de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a estas mesmas datas.

ConsolidadoEm 31.12.2013 Cenário Provável Cenário

PossívelCenário Remoto

Financiamentos (Dólar norte-americano) 14.619 3.655 7.310



Financiamentos (Dólar norte-americano) 12.851 3.213 6.426

21.2 Gerenciamento de risco de taxa de jurosDecorre da possibilidade de a companhia e suas controladas sofrerem ganhos ou perdas relativos às oscilações de taxas de juros incidentes sobre seus ativos e passivos financeiros. Visando à mitigação desse tipo de risco, a companhia e suas controladas seguem as orientações corporativas para as empresas do sistema Petrobras.

Na TBG, os empréstimos e financiamentos foram contratados com taxas de juros fixas e variáveis para reduzir os efeitos das flutuações nas taxas de juros. Parte substancial da dívida tem taxas de juros fixas, e aquelas sujeitas às taxas variáveis foram contratadas junto a instituições multilaterais de crédito ou agências de crédito à exportação que, historicamente, têm volatilidade menor que as taxas de mercado, conforme se segue:

Consolidado2013

Total com taxas fixas 166 Total com taxas variáveis 282

448

Conforme descrito na nota 11, a TAG e TBG possuem financiamentos sujeitos à variação cambial do dólar norte-americano, cujos saldos estão valorizados pela taxa de fechamento de 2,3426, em 31 de dezembro de 2013.

Na TBG os adiantamentos recebidos da Petrobras por conta de capacidade de transporte, cujo saldo em 2013 era de R$ 815, não foram considerados em risco, tendo em vista que sua liquidação dar-se-á através da prestação de serviços de transporte.

As receitas de serviços de transporte da TBG são atreladas à variação do dólar norte-americano, conferindo proteção cambial natural ao longo prazo.

Para os compromissos de curto prazo, a TBG tem como política minimizar o impacto das variações cambiais, através da aplicação de recursos em fundos cambiais atrelados à variação do dólar norte-americano.

a) Análise de sensibilidade de taxa de jurosA seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de juros variáveis, considerando que o cenário provável é a atualização do valor dos financiamentos em 31 de dezembro de 2013 pelas mesmas taxas de juros nesta data, que os cenários possível e remoto consideram a variação de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data.



MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTERPresidente

JOSÉ ALCIDES SANTORO MARTINSConselheiro

JOSÉ CARLOS COSENZA Conselheiro

JOSÉ MIRANDA FORMIGLI FILHO Conselheiro

ESTHER DWECKConselheira

MARCO ANTONIO MARTINS ALMEIDAConselheiro

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DIRETORIA EXECUTIVAJOSÉ ALCIDES SANTORO MARTINS

Presidente

FATIMA VALÉRIA ARAUJO BARROSO PEREIRADiretora

RENATO DE ANDRADE COSTA Diretor

LUIZ GONZAGA DO MONTE TEIXEIRAContador

CRC-RJ-023208/O-2

PARECER DO CONSELHO FISCAL1. O Conselho Fiscal da Petrobras Gás S.A. – Gaspetro, no exercício de suas funções legais e estatutárias,

tomou conhecimento do Relatório de Administração e procedeu ao exame das Demonstrações Contábeis,

que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2013 e as respectivas demonstrações do

resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido, do valor adicionado e dos fluxos de

caixa para o exercício findo nessa data, assim como, o resumo das principais políticas contábeis e as demais

notas explicativas, elaboradas com base nas práticas contábeis previstas na Legislação Societária Brasileira,

complementadas com pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos

Contábeis – CPC, aprovados por Resoluções do Conselho Federal de Contabilidade – CFC, acompanhadas

do Parecer da Auditoria Independente, datado de 11 de fevereiro de 2014, e aprovada na 696ª Reunião do

Conselho de Administração, realizada em 11 de fevereiro de 2014.

2. Para o lucro líquido da Controladora, no montante de R$ 1.662.208.362,40 (um bilhão, seiscentos e sessenta

e dois milhões, duzentos e oito mil, trezentos e sessenta e dois reais e quarenta centavos), a Administração

propôs a seguinte destinação a ser deliberada pela Assembleia Geral Ordinária que será realizada em 01 de

abril de 2014:

i. Reserva Legal (art. 193 da Lei 6.404/76), constituída à razão de 5% - R$ 83.110.418,12 (oitenta e três

milhões, cento e dez mil, quatrocentos e dezoito reais e doze centavos);

ii. Dividendos no montante de R$ 1.579.097.944,28 (um bilhão, quinhentos e setenta e nove milhões,

noventa e sete mil, novecentos e quarenta e quatro reais e vinte e oito centavos), estando incluídos

nesse valor os juros sobre o capital próprio no total de R$ 301.700.426,00 (trezentos e um milhões,

setecentos mil, quatrocentos e vinte e seis reais), a título de juros sobre o capital próprio antecipados do

exercício de 2013, conforme aprovado em reunião do Conselho de Administração da Gaspetro realizada

em 26 de novembro de 2013, os quais já foram pagos em 29 de novembro de 2013, resultando no saldo

remanescente a pagar de R$ 1.277.397.518,28 (um bilhão, duzentos e setenta e sete milhões, trezentos

e noventa e sete mil, quinhentos e dezoito reais e vinte e oito centavos), sendo R$ 93.105.604,94

(noventa e três milhões, cento e cinco mil, seiscentos e quatro reais e noventa e quatro centavos) a

título de dividendos mínimos obrigatórios e R$ 1.184.291.913,34 (um bilhão, cento e oitenta e quatro

milhões, duzentos e noventa e um mil, novecentos e treze reais e trinta e quatro centavos) a título

de dividendos adicionais, que deverão ser quitados pela Gaspetro até o final do exercício de 2014, de

acordo com a disponibilidade de caixa da companhia, atualizados monetariamente pela variação da

taxa SELIC diária a partir de 31 de dezembro de 2013, até a data do efetivo pagamento.

3. Considerando o trabalho de acompanhamento da Companhia desenvolvido pelo Conselho Fiscal ao longo do

exercício, as informações prestadas pelos integrantes da Administração da Empresa e a opinião, sem ressalvas,

pelos auditores independentes da PricewaterhouseCoopers, complementadas com comentários sobre o seu

desempenho, assegurando que as Demonstrações Contábeis acima referidas representam adequadamente,

em todos os aspectos relevantes as posições patrimonial e financeira da Petrobras Gás S.A. – Gaspetro em 31

de dezembro de 2013, o Conselho Fiscal, por unanimidade, decidiu e emitiu o presente Parecer, afiançando que

as referidas Demonstrações Contábeis estão em condições de serem submetidas à deliberação da Assembleia

Geral Ordinária dos Acionistas da Empresa.

Rio de Janeiro, 12 de fevereiro de 2014Maria Angélica Ferreira da Silva

PresidenteDaniel Lima de Oliveira

Conselheiro

Manuel Augusto Alves SilvaConselheiro

Hubert Georg DeierlConselheiro

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS INDIVIDUAIS E CONSOLIDADASAo Administrador e Acionista

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro

Examinamos as demonstrações contábeis individuais da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (a "Companhia"

ou "Controladora") que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2013 e as respectivas

demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de

caixa para o exercício findo nessa data, assim como o resumo das principais políticas contábeis e as demais

notas explicativas.

Examinamos, também, as demonstrações contábeis consolidadas da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e suas

controladas ("Consolidado") que compreendem o balanço patrimonial consolidado em 31 de dezembro de

2013 e as respectivas demonstrações consolidadas do resultado, do resultado abrangente, das mutações do

patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, assim como o resumo das principais

políticas contábeis e as demais notas explicativas.

Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis

A administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demonstrações

contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e dessas demonstrações contábeis

consolidadas de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International

Accounting Standards Board (IASB) e as práticas contábeis adotadas no Brasil, assim como pelos controles

internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações contábeis livres

de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou por erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em

nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas

requerem o cumprimento de exigências éticas pelo auditor e que a auditoria seja planejada e executada com o

objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção relevante.

Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito

dos valores e das divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados

dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações

contábeis, independentemente se causada por fraude ou por erro.

Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada

apresentação das demonstrações contábeis da Sociedade para planejar os procedimentos de auditoria que são

apropriados nas circunstâncias, mas não para expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos

da Sociedade. Uma auditoria inclui também a avaliação da adequação das políticas contábeis utilizadas e a

razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das

demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente

e apropriada para fundamentar nossa opinião.

Opinião sobre as demonstrações contábeis individuais

Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais acima referidas apresentam adequadamente, em

todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro em 31 de

dezembro de 2013, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo nessa

data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Opinião sobre as demonstrações contábeis consolidadas

Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas acima referidas apresentam adequadamente,

em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e suas

controladas em 31 de dezembro de 2013, o desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de

caixa consolidados para o exercício findo nessa data, de acordo com as normas internacionais de relatório

financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e as práticas contábeis

adotadas no Brasil.

Ênfases

As demonstrações contábeis individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no

Brasil. No caso da Petrobras Gás S.A. -Gaspetro, essas práticas diferem das IFRS, aplicáveis às demonstrações

contábeis separadas, somente no que se refere a manutenção do diferido e à avaliação dos investimentos em

controladas pelo método de equivalência patrimonial, uma vez que para fins de IFRS seria custo ou valor justo.

Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto.

Chamamos a atenção para a Nota 1 e 12 às demonstrações contábeis, que descreve que as operações da

Sociedade são basicamente efetuadas com empresas do Sistema Petrobras e, portanto, estas demonstrações

contábeis devem ser lidas nesse contexto. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto.

Outros assuntos

Informação suplementar - demonstrações do valor adicionado

Examinamos também as demonstrações do valor adicionado (DVA) individuais e consolidadas, referentes ao

exercício findo em 31 de dezembro de 2013, preparadas sob a responsabilidade da administração da Companhia

e apresentadas como informação suplementar. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos

procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas,

em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Rio de Janeiro, 11 de fevereiro de 2014

PricewaterhouseCoopers

Auditores Independentes

CRC 2SP000160/O-5 "F" RJ

Maria Salete Garcia Pinheiro

Contadora CRC 1RJ048568/O-7



Financiamentos (TJLP) 5.690 5.757 5.824 Financiamentos (Libor) 5.887 6.079 6.305



Financiamentos (TJLP) 6.397 6.448 6.580Financiamentos (Libor) 4.782 4.871 4.959

21.3 Risco de crédito

A companhia está exposta ao risco de crédito das instituições financeiras decorrentes da administração de

seu caixa, que é feita com base nas orientações corporativas de sua controladora Petrobras. Tal risco consiste

na possibilidade de não saque ou resgate dos valores depositados, aplicados ou garantidos por instituições

financeiras. A exposição máxima ao risco de crédito está representada pelos saldos de caixa e equivalentes de

caixa em 31 de dezembro de 2013. Também é representado por contas a receber, o que, no entanto, é atenuado por

possuir como único cliente a sua controladora Petrobras.

A Administração avalia que os riscos de crédito associados aos saldos de caixa e equivalentes de caixa e títulos são

reduzidos, em função de suas operações serem realizadas com base em análise e orientações corporativas de sua

controladora Petrobras e com instituições financeiras brasileiras de reconhecida liquidez.

As companhias distribuidoras de gás natural (“Distribuidoras”) estão expostas a possibilidade das perdas

decorrentes de inadimplência de suas contrapartes em operações de “Take or Pay”, que são pagamentos

antecipados efetuados pelas Distribuidoras pela retirada a menor do volume de gás natural contratado junto ao

fornecedor. Para mitigar esses riscos, as Distribuidoras adotam como prática a análise das situações financeira e

patrimonial de suas contrapartes, assim como a definição de limites de crédito e acompanhamento permanente

das posições em aberto.

21.4 Risco de Liquidez

A companhia utiliza seus recursos principalmente com despesas de capital, pagamentos de dividendos e

refinanciamento da dívida. O risco de liquidez da companhia é administrado de forma corporativa pela controladora

Petrobras.

21.5 Mensuração dos instrumentos financeiros

Os instrumentos financeiros da companhia estão mensurados ao custo amortizado. Os valores justos destes

instrumentos financeiros são equivalentes aos seus valores contábeis.

22 SEGUROS

A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 2013, a companhia possuía

cobertura de seguros para os bens sujeitos a riscos por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais

sinistros, considerando a natureza de sua atividade. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não

fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis, consequentemente não foram examinados

pelos nossos auditores independentes.

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