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Ministério de Minas e Energia

Transportadora Associada de Gás S.A. - TAGCNPJ 06.248.349/0001-23 - Empresa do Sistema Petrobras

RELATÓRIO DE ADMINISTRAÇÃO 20131. MENSAGEM DA PRESIDÊNCIA DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃOEm 2013, a TAG, detentora de uma malha de 6.540 km de gasodutos de transporte, presente em 12 estados, nas regiões Norte, Nordeste e Sudeste do país, cumpriu sua missão de assegurar o transporte de gás natural com segurança, confiabilidade e rentabilidade.

Com um volume médio movimentado de 89,8MM m3/dia, 17% superior ao apresentado em 2012, a TAG alcançou em 2013 uma receita bruta de R$ 6,8 bilhões, resultado operacional de R$ 4,5 bilhões e EBITDA de R$ 5,5 bilhões, este 19% superior ao apresentado em 2012.

Este resultado, aliado a um investimento de R$ 419 milhões em 2013, traduz o estágio atual da empresa, com quase a totalidade dos seus ativos operacionais, com investimentos em manutenção da infraestrutura e novos pontos de entrega. Assim, a Companhia se apresenta pronta para atender o crescente mercado de gás natural no país.

Iniciamos 2014 com foco na permanente melhoria dos resultados operacionais e econômicos, buscando a excelência na prestação do serviço de transporte de gás.

Aproveito o momento para parabenizar a Força de Trabalho da TAG que na execução de suas atividades contribuiu para os êxitos alcançados, conduzindo suas atividades dentro dos melhores níveis de segurança, eficiência, confiabilidade e qualidade.

Agradeço à Diretoria por liderar a companhia na consecução dos seus objetivos.

Por fim, agradeço, também, aos membros do Conselho Fiscal e aos demais membros do Conselho de Administração pela dedicação dispensada à apreciação de cada pauta da companhia.

2. A TAG A Transportadora Associada de Gás.S.A.(TAG) tem a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás natural em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros. Atualmente a atividade principal se concentra no transporte dutoviário de gás.

A origem da Transportadora Associada de Gás (TAG) remonta a 2002, quando sua razão social era Transportadora de Gás Campinas-Cubatão (TCC). Em 2004 tornou-se Transportadora Amazonense de Gás (TAG) e em 13 de dezembro de 2006 a razão social foi alterada para Transportadora Associada de Gás.

Com a nova razão social e atendendo à diretriz da Petrobras de centralizar a gestão de todas as transportadoras em que a Gaspetro S.A. detivesse 100% do capital, a TAG incorporou, em 30 de janeiro de 2008, a Transportadora Nordeste e Sudeste S.A. (TNS) e a Transportadora Capixaba de Gás S.A. (TCG), em 18 de agosto de 2010, a Transportadora Urucu Manaus S.A. (TUM) e em 30 de janeiro de 2012, Transportadora Gasene S.A..

A infraestrutura da TAG conta com capacidade de movimentação de 225,4 MM m³/dia (milhões de metros cúbicos dia), uma malha de gasodutos com extensão total de 6.540 km, 18 instalações de compressão de gás e 129 pontos de entrega, o que lhe confere o título de maior transportadora de gás natural do Brasil.

Em 2013, a TAG movimentou volume médio de 89,8 MM m³/dia, representando um acréscimo de 17% sobre o exercício anterior, com movimentação recorde no dia 13/06/13, alcançando a marca de 107 MM m³/dia. Aproximadamente 71%1 de toda a oferta de gás natural ao mercado brasileiro trafegou por algum ativo da TAG.

2.1. GOVERNANÇA CORPORATIVAA estrutura de governança corporativa da TAG é composta dos Conselhos de Administração e Fiscal, Diretoria e da Auditoria Interna.

Conselho de AdministraçãoÓrgão de natureza colegiada, responsável pela orientação e direção superior da Companhia, com autonomia dentro de suas prerrogativas e responsabilidades, estabelecidas pela Lei nº 6.404/76 e pelo Estatuto Social. Tem como principais atribuições fixar as diretrizes estratégicas e supervisionar os atos de gestão da Diretoria. O Conselho é composto por quatro integrantes, sendo três representantes do acionista controlador e um representante indicado pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, todos eleitos em Assembleia Geral Ordinária para mandatos de três anos, permitida a reeleição.

Conselho FiscalColegiado permanente e independente da Administração, como prevê a Lei das Sociedades por Ações, é composto por três membros, eleitos em Assembleia Geral Ordinária, com mandatos de um ano, permitida a reeleição, sendo dois representantes do acionista controlador e um representante indicado pela Secretaria do Tesouro Nacional do Ministério da Fazenda. Cabe ao Conselho Fiscal representar os acionistas na sua função fiscalizadora, acompanhando os atos dos administradores e verificando o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários, bem como defender os interesses da Companhia e dos acionistas.

DiretoriaExerce a gestão dos negócios da Companhia, em sintonia com a missão, os objetivos, as estratégias e as diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração. É composta pelo Diretor Superintendente e três diretores que são responsáveis pelas Áreas Comercial, Financeira e Técnico-Operacional, eleitos pelo Conselho de Administração para mandatos de três anos, permitida a reeleição.

Auditoria InternaSubordinada diretamente ao Conselho de Administração, é responsável por planejar, executar e avaliar as atividades de auditoria interna, atendendo às solicitações da Alta Administração e de órgãos externos de controle.

A Companhia se vale também de Auditoria Externa, escolhida pelo Conselho de Administração e impedida de prestar serviços de consultoria durante a vigência do contrato.

2.2. ESTRUTURA SOCIETÁRIAA TAG é uma subsidiária integral da Petrobras Gás S.A. – GASPETRO.

3. PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO, MISSÃO, VISÃO E VALORESA estratégia corporativa e os planos de ação de curto e de longo prazo são conduzidos de acordo com o Plano de Negócios e Gestão do Sistema Petrobras.

Missão:Assegurar o transporte de gás natural com segurança, confiabilidade e rentabilidade.

Visão:Ser reconhecida pela excelência na gestão do transporte de gás natural.

Valores:

ÉTICA Atuamos com profissionalismo e respeito, prezando por princípios morais e comportamentais que estejam alinhados com as melhores práticas empresariais.

SUSTENTABILIDADEAtuamos de forma sustentável, dando a devida importância aos aspectos que envolvem a Responsabilidade Social, Gestão Ambiental e Desenvolvimento Econômico.

PESSOASValorizamos o ser humano mantendo um ambiente de trabalho descontraído onde todos possam contribuir com novas ideias, estimulando a criatividade e o engajamento.

RESULTADOAtuamos com o foco no resultado, realizando uma eficiente gestão de infraestrutura de transporte de gás com total comprometimento e responsabilidade.

4. GESTÃO EMPRESARIAL4.1. NEGÓCIO

Com um faturamento anual bruto de R$ 6,8 bilhões, EBITDA de R$ 5,5 bilhões e ativos da ordem de R$ 28 bilhões a TAG se consolida como uma das maiores subsidiárias do Sistema Petrobras e a maior transportadora de gás do Brasil.

O principal objetivo do corpo gestor da TAG é proporcionar uma estável geração de caixa, remunerar os acionistas, operar com confiabilidade, segurança e manter o crescimento da empresa.

A conquista deste objetivo será alcançada através da aplicação de uma Gestão Empresarial que priorize:

• A excelência nos serviços prestados;

• A integridade e segurança de operação no transporte de gás;

• A execução dos projetos nos prazos, qualidade e custos previstos;

• Aeficiênciaeadisciplinadecapitalnagestão;

• A manutenção da prioridade no crescimento orgânico, mas atento às oportunidades dentro do segmento de transporte de gás.

Buscando a excelência em custos e a eficiência administrativa e operacional, a TAG conta com um corpo funcional reduzido, composto por gerentes e coordenadores com reconhecida experiência em suas áreas de atuação. Além disso, a TAG captura sinergias com a estrutura do Sistema Petrobras, por intermédio de contrato de compartilhamento de custos, abrangendo processos de contabilidade, assessoria jurídica, execução financeira, além de participação em contratos de suporte às atividades administrativas.A Companhia utiliza o Sistema Integrado de Gestão Empresarial, através de uma ferramenta reconhecida no mercado como modelo para integração de processos e gestão de dados.A gestão operacional é efetuada junto: a) à Transpetro, contratada pela TAG para operar sua infraestrutura (inclusive as unidades de compressão próprias), realizando a movimentação e entrega do gás natural e b) aos locadores de sistema de compressão de gás natural, atuando conforme demanda.Através do sistema BDEMQ GAS (banco de dados, estoque e movimentação e qualidade) é possível o acompanhamento e certificação do volume diário movimentado.

Em complemento ao sistema BDEMQ o sistema SAGa (Sistema de Alocação de Gás), permite a identificação do ponto de origem do gás entregue em cada ponto de saída, proporcionando maior controle operacional e facilidade 1 Volume Médio Entregue pela TAG dividido pela Demanda Média de Gás em território brasileiro, no ano de 2013.

no faturamento, além da movimentação mais eficiente.

A integração entre os sistemas SAGa e BDEMQ Gás foi concluída integrando as informações de volumes medidos.

4.2. RECURSOS HUMANOS

A TAG encerrou o ano de 2013 contando com o efetivo de 34 colaboradores, todos cedidos pela GASPETRO, sua acionista controladora. Atuando em um Modelo de Gestão Matricial, onde o suporte das atividades é fornecido pelo Sistema Petrobras, as pessoas que compõem a empresa possuem um perfil profissional gerencial, fundamental à viabilização de seus objetivos dentro do Modelo de Gestão proposto.

O Desenvolvimento de Recursos Humanos da TAG privilegia a formação e capacitação gerenciais e está diretamente ligado às estratégias da Área de Gás & Energia da Petrobras.

A TAG adota as políticas e orientações corporativas de Recursos Humanos da Petrobras, seguindo o Código de Ética do Sistema com suas respectivas Normas de Conduta.

4.3. SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE

A atuação com responsabilidade ambiental e social é premissa operacional tanto na manutenção das operações como também no desenvolvimento de novos ativos.

A TAG busca, permanentemente, a excelência operacional, respeitando os mais rigorosos padrões de segurança, além de buscar mitigar ao máximo os impactos ambientais e sociais negativos, bem como potencializar os positivos.

A cada novo empreendimento, os seguintes programas são desenvolvidos nas regiões envolvidas visando minimizar os impactos nas comunidades, fauna e flora, enfatizando a integração do empreendimento à localidade.

• Elaboração de Estudo de Análise de Risco – EAR e de Estudo de Impacto Ambiental

Estes estudos permitem a identificação dos riscos e dos impactos resultantes da instalação e operação de um dado empreendimento. Após a identificação destes são desenvolvidos programas e atividades que visam eliminar, mitigar e gerenciar os impactos e os riscos detectados.

• Programa de Monitoramento de Fauna

O programa visa o monitoramento sistemático da fauna, permitindo a avaliação dos impactos e das alterações geradas no ecossistema pela implantação e operação do empreendimento.

• Programa de Comunicação Social

Busca estabelecer uma ligação permanente entre a TAG e as comunidades vizinhas ao empreendimento, consolidando um fluxo de comunicação contínuo e permanente com os diferentes públicos do empreendimento, reduzindo as dúvidas e problemas relacionados à implantação e operação do empreendimento.

• Programa de Educação Ambiental

Visa desenvolver ações educativas nas comunidades locais e com a força de trabalho, formuladas através de um processo participativo, difundindo novos hábitos e valores ambientalmente corretos.

• Projeto de Reposição Florestal

O projeto de reposição florestal tem como objetivo a reposição da vegetação suprimida reconstituindo a mata com espécies nativas.

Também são observadas e integram como itens a serem cumpridos pelos fornecedores de serviço as seguintes diretrizes nas atividades diárias realizadas nos diversos ativos, zelando pelo bem estar do empregado, sua segurança, saúde e meio ambiente:

1. Programa de Prevenção de Riscos Ambientais - PPRA,

2. Programa de Controle Médico e Saúde Ocupacional - PCMSO,

3. Programa e Condições e Meio Ambiente do Trabalho na Indústria da Construção – PCMAT e

4. Plano de Emergência Médica e Primeiros Socorros - PEMPS

4.4. INSERÇÃO DIGITAL E INTEGRAÇÃO SOCIAL

Colaborando com a Rede Nacional do Plano Nacional de Banda Larga – PNBL e facilitando a inserção digital das comunidades ao longo do trajeto dos gasodutos, a TAG e a Telecomunicações Brasileiras S.A. – TELEBRAS, mantem contrato de locação de Fibras Óticas instaladas ao longo dos gasodutos.

4.5. MANUTENÇÃO E INTEGRIDADE

A confiabilidade, disponibilidade e segurança operacional da infraestrutura existente para o transporte de gás natural (gasodutos e demais instalações) são asseguradas pela TRANSPETRO, contratada da TAG, por meio da realização de um robusto plano de manutenção preventiva e de inspeções e testes em cumprimento à legislação existente, às recomendações dos fabricantes e às melhores práticas de engenharia, manutenção e integridade recomendadas pela indústria dutoviária.

A TAG verifica a efetiva realização deste plano por meio de auditorias técnico-operacionais, relatórios técnicos emitidos pela TRANSPETRO, reuniões periódicas e acompanhamento de um conjunto de indicadores. Em relação às auditorias técnico-operacionais, que têm por finalidade verificar a conformidade dos ativos e também dos serviços prestados pela TRANSPETRO aos requisitos contratuais, regulatórios, legais e de projeto, bem como o atendimento aos aspectos de segurança e meio ambiente, registramos que o planejamento de 2013 foi integramente cumprido tendo sido inspecionadas pela TAG diversas faixas de gasodutos e instalações sob responsabilidade dos seis escritórios regionais da TRANSPETRO (Malhas São Paulo Sul, Rio de janeiro/Minas Gerais, Espírito Santo, Nordeste Meridional, Nordeste Setentrional e Norte).

Em 2013 foram realizadas ações no sentido de adequar nossas atividades e controles às prescrições de regulamentos recentes da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em particular ao Regulamento Técnico de Dutos Terrestres (RTDT) e ao Regulamento Técnico de Medição (RTM).

4.6. MEDIÇÃO E QUALIDADE

Foram realizadas cinco auditorias no Sistema de Medição de Volume e Qualidade de Gás Natural das quais quatro foram em campo (Malha Nordeste Meridional, Nordeste Setentrional, Espírito Santo e Rio de janeiro/Minas Gerais) e uma foi realizada na sede da TRANSPETRO. O objetivo das auditorias foi avaliar os sistemas de medição de volumes e da qualidade do gás nos pontos de transferências de custódia e sua conformidade com os requisitos da Portaria Conjunta ANP/INMETRO Nº 1/2000, da Resolução ANP Nº 16/2008, dos requisitos contratuais e das normas técnicas aplicáveis.

4.7. DESMOBILIZAÇÕES

No esforço de melhorar a eficiência da operação as instalações de compressão de gás de Tapinhoã e de Reduc, ambas contratadas de terceiros, foram desconectadas e desmobilizadas, durante o ano de 2013. Em adicional também foram executados três leilões de alienação de tubos e sucatas, resultando em receita adicional, além da redução da necessidade de áreas de armazenagem.

4.8. LICENCIAMENTO AMBIENTAL

O processo de licenciamento ambiental tem como objetivo permitir o desenvolvimento das atividades da companhia em conformidade com a legislação vigente, cumprindo os preceitos legais e regulamentares durante todo ciclo de vida da instalação.

Nos últimos anos, a TAG passou por um processo de expansão da sua malha dutoviária, exigindo uma atuação da companhia nas esferas federal e estadual, a depender do órgão ambiental competente pelo licenciamento do empreendimento.

A obtenção das Licenças Ambientais não representa apenas a conformidade legal do empreendimento junto aos órgãos licenciadores, mas atesta, também, a viabilidade ambiental do mesmo.

Dentre as principais Licenças de Operação obtidas ao longo de 2013, destacam-se:

• PERiodasFlores(RJ),emitidaem09/04/2013;

• PEUTEBaixadaFluminense(RJ),emitidaem22/07/2013;

• ECVSãoSebastiãodoPassé(BA),emitidaem08/08/2013(LOprovisória);

• PEGuaratinguetá,emitidaem02/09/2013

• ERPSãoFranciscodoConde(BA),emitidaem20/10/2013;

• Gasoduto de Interligação Lagoa Parda x Gasene, emitida em 21/10/2013.

Além das atividades executadas para a obtenção das licenças ambientais necessárias para implantação e operação de um novo empreendimento, vale ressaltar as ações de manutenção das Licenças Ambientais vigentes, relativas às instalações que estão em sua fase operacional. Para tanto, é preciso observar constantemente o atendimento aos requisitos legais, o cumprimento das condicionantes impostas pelos órgãos licenciadores e, por fim, os prazos estabelecidos para que os requerimentos de Renovação das Licenças de Operação ocorram tempestivamente, permitindo, desta forma, a continuidade das atividades operacionais em conformidade com a legislação vigente.

5. ATIVOS DE TRANSPORTE

A TAG encerrou o ano de 2013 com uma malha de gasodutos de 6.540 km de extensão, presente em 12 estados brasileiros nas regiões Sudeste, Nordeste e Norte e capacidade contratada total de movimentação de gás de 225,4 milhões de m³/dia.

6 novos pontos de entrega obtiveram a Autorização de Operação da ANP, elevando o total de pontos para 129:

Ponto de Entrega DataLinhares 28/02/2013Pindamonhangaba II 11/09/2013Guaratinguetá 19/12/2013RLAM 14” 12/11/2013Barra Mansa II * 03/12/2013UTE Baixada Fluminense 11/12/2013

*AO de pré operação

O gráfico abaixo mostra a evolução do volume transportado (movimentado), da extensão da malha de gasodutos e do número de principais instalações (Pontos de Entrega e Estações de Compressão) da TAG.



5.1. MALHA DE GASODUTOS DA TAG

Com 6.540 km de extensão, a malha de gasodutos da TAG é composta por um sistema interligado desde Pecém, no estado do Ceará, passando pelos estados do Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe, Bahia,EspíritoSanto,RiodeJaneiroatéarefinariaPresidenteArthurBernardes(RPBC)emSãoPauloetambémchegandonas cidadesdeBeloHorizontee Jacutingaao suldoestadodeMinasGerais.Há também,o sistemaURUCU-COARI-MANAUS, que transporta Gás Natural dos campos produtores de Urucu para a capital do estado do Amazonas.

Com capacidade contratada de 225,4 MM m³/dia de gás, a Malha da TAG corta os 12 estados brasileiros citados e é responsável por transportar gás natural para 129 pontos de entrega onde é realizada a entrega para companhias distribuidoras estaduais, usinas termelétricas, fábricas de fertilizantes, refinarias e unidades operacionais da Petrobras.

O mapa abaixo mostra a abrangência dos gasodutos TAG.

No ano de 2013, essa malha teve uma movimentação média de 89,8 MM m³/dia com recorde de movimentação em 13 de junho com um volume de 107,5 MM m³/dia. Em relação aos volumes entregues ao mercado, a média diária foi de 64 MM m³/dia e o recorde ocorreu no dia 29 de maio com o volume de 74,2 MM m³/dia.

5.1.1. REGIÃO NORTE

Na Região Norte, a TAG possui uma malha de 802,1 km, interligando as jazidas da Bacia do Solimões à cidade de Manaus e a outras oito cidades da região: Coari, Codajás, Anori, Anamã, Caapiranga, Manacapuru, Iranduba e Aparecida, todas no Estado do Amazonas.

O gás natural contribuiu para uma significativa mudança na matriz energética do estado ao substituir o óleo diesel e o óleo combustível na geração de energia elétrica em Manaus e nos demais municípios localizados ao longo do traçado do gasoduto. Além da demanda térmica, atende também ao mercado não térmico da companhia distribuidora local e à refinaria da Petrobras em Manaus (REMAN).

A infraestrutura totalizando 802,1 km de extensão de gasodutos, 12 pontos de entrega de gás, 2 estações de compressão(JuarunaeCoari)e1pontoderecebimento,estáindicadanomapaaseguir:

O detalhe dos gasodutos e ramais que compõem a Malha Norte pode ser visto na tabela a seguir:

GASODUTOS E RAMAIS Sigla Extensão (Km) UF Diâmetro (pol)COARI - MANAUS GASCOM 383,0 AM 20URUCU - COARI GARSOL 279,0 AM 18RAMAL ANAMÃ - 23,7 AM 3RAMAL ANORI - 27,5 AM 3RAMAL APARECIDA - 18,0 AM 14RAMAL CAAPIRANGA - 7,1 AM 3RAMAL COARI - 25,7 AM 4RAMALCODAJÁS - 19,0 AM 3RAMAL IRANDUBA - 7,6 AM 3RAMAL MANACAPURU - 7,6 AM 3RAMAL MAUÁ - 3,9 AM 14

Em 2013 iniciou-se a entrega de gás nos pontos de entrega de Codajás, Anamã e Caapiranga.

Entregas de gás

O estado do Amazonas demandou cerca de 5% das entregas totais, com um volume médio entregue de 3,22 MM m³/dia. O volume médio mensal entregue na Região Norte pode ser visto no gráfico abaixo:

0

1

2

3

4

jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13

Volu

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Ent

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es (M

Mm

³)

AM

A estratificação do mercado consumidor do gás natural entregue pela TAG se apresentou conforme pode ser visto no gráfico a seguir:

0,00

0,50

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1,50

2,00

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3,00

3,50

4,00

Volu

mes

Ent

regu

es (M

Mm

³)

Convencional Petrobras Térmica Total

5.1.2. REGIÃO NORDESTEA região Nordeste dispõe de uma rede de gasodutos com 3.011,6 km de extensão, interligando a maior parte

dos estados da região, desde o estado do Ceará até a Bahia, distribuída entre as Malhas Nordeste Setentrional e Nordeste Meridional.

5.1.2.1. MALHA NORDESTE SETENTRIONALA Malha Nordeste Setentrional compreende a infraestrutura existente nos estados de Ceará, Rio Grande do

Norte, Paraíba, Pernambuco e Alagoas, totalizando 1.423,9 km de dutos, 31 pontos de entrega de gás e quatro pontos de recebimento.

A infraestrutura existente permite o fluxo bidirecional, garantindo flexibilidade ao sistema ao possibilitar receber e direcionar o fluxo conforme as necessidades. O suprimento (recebimento) do gás pode ocorrer com GNL (Gás Natural Liquefeito) na extremidade superior junto ao município de Pecém, no Ceará; da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) de Guamaré, Rio Grande do Norte; da UPGN de Pilar, em Alagoas ou com gás proveniente da Malha Nordeste Meridional. O mapa a seguir apresenta a infraestrutura citada:

Abaixo, segue o detalhe dos gasodutos que compõem a Malha Nordeste Setentrional:

GASODUTOS E RAMAIS Sigla Extensão (Km) UF Diâmetro (pol)

RAMAL ARACATI - 6,5 CE 3RAMAL TERMOFORTALEZA - 1,5 CE 10GUAMARÉ - PECÉM GASFOR 383,0 CE/RN 12RAMAL AÇU-SERRA DO MEL - 31,4 RN 14GUAMARÉ - CABO NORDESTÃO 424,0 RN/PB/PE 12RAMAL SANTA RITA - 25,0 PB 8LOOP NORDESTÃO (VARIANTE) - 31,8 PE 12RAMAL TERMOPERNAMBUCO 12,0 PE 16CARMÓPOLIS - PILAR - 117,7 AL 26PILAR-IPOJUCA - 187,0 AL/PE 24PILAR - CABO GASALP 204,0 AL/PE 12

Na Malha Nordeste Setentrional, temos a seguinte infraestrutura por estado:

Estado Ponto de Recebimento

Instalação de Compressão

Ponto de Entrega

Extensão de Gasodutos

Alagoas 1 1 4 325,7 kmPernambuco 0 0 9 330,8 kmParaíba 0 1 4 129 kmRio Grande do Norte 2 1 5 395,4 kmCeará 1 1 9 243 km

Entregas de gásOs estados incluídos na área de abrangência da Malha Nordeste Setentrional, demandaram cerca de 12% do

volume médio entregue. Destaque para os estados de Pernambuco (4,5%) e Ceará (4,4%). No gráfico abaixo, são apresentados os volumes médios diários entregues nos estados abrangidos pela Malha Nordeste Setentrional.

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3,50

Volu

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Ent

regu

es (M

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³)

PE CE RN PB AL

Durante o ano de 2013, foi entregue por meio da Malha Nordeste Setentrional um volume médio de 8 milhões de m³/dia, com a estratificação do mercado consumidor desse gás conforme demonstrado no gráfico a seguir:

0,00

1,00

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3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

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9,00

10,00


Volu

mes

Ent

regu

es (M

Mm

³)


Nota: O volume médio entregue para a Petrobras na Malha Nordeste Setentrional foi de 82 mil m³/d.



5.1.2.2. MALHA NORDESTE MERIDIONAL

A Malha Nordeste Meridional abrange aproximadamente 790 km de gasodutos do Sistema GASENE (Conjunto de 3 gasodutos que interliga a Malha Sudeste com a Malha Nordeste Meridional) e gasodutos que atendem o complexo petroquímico de Camaçari (BA), três usinas termelétricas, duas companhias distribuidoras, duas fábricas de fertilizantes e uma refinaria da Petrobras.

A infraestrutura totalizando 1.587,9 km de extensão, 30 pontos de entrega de gás e 4 pontos de recebimento, incluindo o do terceiro terminal de recebimento de gás natural liquefeito (GNL), em fase final de pré-operação, está indicada no mapa a seguir.

O detalhe dos gasodutos e ramais que compõem a Malha Nordeste Meridional pode ser visto na tabela abaixo:

GASODUTOS E RAMAIS Sigla Extensão (Km) UF Diâmetro (pol)ATALAIA - ITAPORANGA GAI 29,0 SE 26RAMAL FAFEN II - 22,7 SE 8ATALAIA-LARANJEIRAS GAL 28,0 SE 14CARMÓPOLIS - PILAR - 59,0 SE 26ITAPORANGA – CARMÓPOLIS - 67,8 SE 26CATU – ITAPORANGA - 196,0 SE/BA 26SERGIPE - BAHIA GASEB 230,0 SE/BA 14CACIMBAS - CATU GASCAC 790,0(1) BA 28SANTIAGO – CAMAÇARI 14” - 32,0 BA 14SANTIAGO – CAMAÇARI 18” - 32,0 BA 18CANDEIAS – ARATU 12” - 22,0 BA 12CANDEIAS – CAMAÇARI 12” - 37,0 BA 12CANDEIAS – CAMAÇARI 14” - 42,4 BA 14

Nota: (1)Extensão do Gasoduto na Região Nordeste. Extensão total do gasoduto igual a 946 km.

A tabela abaixo mostra a infraestrutura da Malha Nordeste Meridional, por estado.



Ponto de Entrega


Bahia 5 4 21 1.219,8 kmSergipe 1 0 9 368,1 km

Destacamos no ano de 2013 a implantação da Estação de Controle de Vazão de São Sebastião do Passé e da Estação de Redução de Pressão de São Francisco do Conde, ambas no Estado da Bahia visando o recebimento do gás natural oriundo do Terminal de Regaseificação da Bahia (TRBA), da Petrobras.

Entregas de gás

Os estados na área de abrangência da Malha Nordeste Meridional demandaram cerca de 15% das entregas totais da TAG. No gráfico abaixo, são apresentados os volumes médios diários entregues nos estados abrangidos pela Malha Nordeste Meridional.

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1,00

2,00

3,00

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Volu

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Ent

regu

es (M

Mm

³)

SE BA

Durante o ano de 2013, foi entregue por meio da Malha Nordeste Meridional um volume médio de 9,7 milhões de m³/dia, com a estratificação do mercado consumidor desse gás conforme demonstrado no gráfico a seguir:

0,00

2,00

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6,00

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10,00

12,00


Volu

mes

Ent

regu

es (M

Mm

³)


5.1.3. REGIÃO SUDESTE

AmalhadaRegiãoSudesteécompostapelosgasodutosquepassampelosestadosdoRiodeJaneiro,SãoPaulo,Minas Gerais e Espírito Santo, compreendendo um total de 2.726 km de dutos.

Caracterizada por uma grande interligação entre os seus gasodutos, a Malha Sudeste permite o transporte de gás oriundo de jazidas nacionais, da Bolívia (por meio das interconexões com o Gasoduto Bolívia-Brasil - GASBOL) e também de GNL (Gás Natural Liquefeito) proveniente do terminal de GNL da Baía da Guanabara, da Petrobras. Possui também aproximadamente 595 km de gasodutos do Sistema GASENE (Conjunto de 3 gasodutos que interliga a Malha Sudeste com a Malha Nordeste). Nesta malha, há 57 pontos de entrega e 8 estações de compressão, apresentados no mapa a seguir:

Abaixo, segue o detalhe dos gasodutos que compõem a Região Sudeste:

GASODUTOS E RAMAIS Sigla Extensão (Km) UF Diâmetro (pol)CACIMBAS - CATU GASCAC 156,0(1) ES 28 CACIMBAS - VITÓRIA - 116,8 ES 26 LAGOA PARDA - VB10 - 78,9 ES 8 RAMAL VITÓRIA - 12,7 ES 16 RAMAL UTG-SUL - 9,7 ES 10 LAGOA PARDA - GASENE - 2,0 ES 8 CABIÚNAS -VITÓRIA GASCAV 300,0 ES/RJ 28 CABIUNAS - DUQUE DE CAXIAS GASDUC III 180,0 RJ 38 REDUC-ESVOL GASVOL 95,2 RJ 18 JAPERI-REDUC GASJAP 45,3 RJ 28 RAMAL ESVOL - TEVOL - 5,5 RJ 14 RAMAL DE CAMPOS ELÍSEOS - 16" - 2,7 RJ 16 RAMAL DE CAMPOS ELÍSEOS - 20" - 2,3 RJ 20 REDUC-REGAP GASBEL 357,0 RJ/MG 16 RIO - BELO HORIZONTE II GASBEL II 267,0 RJ/MG 18 CARAGUATATUBA - TAUBATÉ GASTAU 98,0 SP 28 GUARAREMA - MAUÁ GASPAL II 54,0 SP 22 MAUÁ - SÃO BERNARDO DO CAMPO GASAN II 38,0 SP 22 RECAP-RPBC GASAN 37,0 SP 12 PAULÍNIA-JACUTINGA GASPAJ 93,0 SP/MG 14 ESVOL-RECAP GASPAL 325,0 SP/RJ 22 CAMPINAS- RIO GASCAR 450,0 SP/RJ 28

Nota: (1) Extensão do Gasoduto na Região Sudeste. Extensão total do gasoduto igual a 946 km.

Na Malha Sudeste, temos a seguinte infraestrutura por estado:



Ponto de Entrega


Espírito Santo 2 2 11 513,6 kmRiodeJaneiro 4 1 19 849,3 kmMinas Gerais 0 2 10 483,4 kmSão Paulo 5 3 17 879,72 km

Entregas de gásAlém da grande extensão e da capilaridade existente na Região Sudeste é importante observar que nessa

regiãoestãoosestadoscommaiorconsumodegásdopaís.OsestadosdoRiodeJaneiroeSãoPaulodemandamaproximadamente 35% e 18% de todo o gás entregue pela TAG.

No gráfico abaixo, são apresentados os volumes médios mensais entregues nos estados da Região Sudeste.

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

Volu

mes

Ent

regu

es (M

Mm

³)

RJ SP MG ES

Com um volume médio entregue de 42 milhões de m³/dia a região sudeste pode ser apontada como um dos grandes mercados consumidores de gás natural. No gráfico abaixo temos a estratificação do mercado consumidor desse gás entregue na região.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00


Volu

mes

Ent

regu

es (M

Mm

³)


5.2. INVESTIMENTOSOs investimentos em 2013 totalizaram R$ 419 milhões, contemplando os esforços na adequação e manutenção da malha de gasodutos, e implantação de novos pontos de entrega.

INVESTIMENTOS EM MILHÕES DE R$Região 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Norte 156 111 341 322 154 28Nordeste 157 739 796 179 465 136Sudeste 1.181 3.311 2.836 1.346 754 255Manutenção 43 96 56 63 156 0*TOTAL 1.538 4.257 4.029 1.909 1.528 419

*Em 2013, o investimento em manutenção foi reportado em cada região.



Malha SudesteForam R$ 255 milhões em investimentos diretos, com destaque para os seguintes ativos:

GASTAU – R$ 121 milhõesGasoduto Caraguatatuba-Taubaté/SP.

Finalização de obra com desmobilizações e avaliação de adequações do projeto executivo, conclusão de instalações para a ECOMP Taubaté, condicionamento e operação do sistema provisório de ventilação do túnel, projeto e execução do descomissionamento da tuneladora e instalação de SPDA (sistema de proteção contra descargas atmosféricas).

Gasodutos GASBEL, GASBEL-II, GASPAL, GASPAL-II, GASDUC-III, GASVOL, GASCAR, GASTAU, GASPAJ, GASJAP e GASAN-II – R$ 35 milhõesFinalização de obra nas linhas-tronco dos gasodutos, automação de válvulas, desmobilizações e avaliação de adequações entre projetos básico e executivo.

Pontos de Entrega Barra Mansa II, Pindamonhangaba II, Guaratinguetá, São Bernardo do Campo II (parcial), São Mateus (parcial) e UTE Baixada Fluminense – R$ 60 milhõesA construção de novos pontos de entrega amplia a capacidade de suprimento às distribuidoras estaduais de gás natural, usinas termelétricas e unidades da Petrobras.

Outros Investimentos – R$ 39 milhõesInvestimentos em sistemas de automação, serviços de geotecnia, otimização operacional, substituição de tramos, adequação de interligações e sinalização de segurança.

Malha NordesteForam R$ 136 milhões de investimento bruto, com destaques para os seguintes itens:

Gasoduto GASFOR II – R$ 76 milhõesContinuidade da construção da variante do GASFOR, trecho de 80 km interligando os pontos de entrega de Horizonte a Caucaia, no Ceará, com intervenções de proteção e de realocação provisória, sendo prevista a desativação futura do trecho original, para permitir a duplicação de rodovia (BR 101) com a transferência do gasoduto para área com menor densidade demográfica e exposição a risco.

Ponto de Entrega Aquiraz e Goiania II (Parcial) – R$ 14 milhõesA construção de novos pontos de entrega amplia a capacidade de suprimento à distribuidora estadual de gás natural.

Instalações de Recebimento – R$ 10 milhões Construção da ERP (Estação de Regulagem de Pressão), incluindo sistema provisório, em São Francisco do Conde, e da ECV (Estação de Controle de Vazão), em São Sebastião do Passé para recepção do gás natural regaseificado no TRBA – Terminal de Regaseificação da Bahia, da Petrobras.

Fibra Ótica – R$ 6 milhõesConclusão da interligação do sistema de fibra ótica junto ao gasoduto Catu/BA-Pilar/AL, com extensão de 445 km, lançado ao longo da linha tronco.

Bases operacionais – R$ 9 milhõesConstrução da base operacional de Itabuna e melhorias nas bases operacionais de Pilar e Macaíba.

Outros Investimentos – R$ 21 milhõesNovo serviço de compressão de Pilar / AL, melhorias de acesso da Ecomp, EDG e Base Operacinal de CATU / BA, serviços na Ecomp Prado / BA, medições e cromatografia, adequações à NR10, travessias remanescentes, etc.

Malha NorteForam R$ 28 milhões de investimento bruto, com destaques para os seguintes itens:

Bases operacionais – R$ 5 milhõesConstrução da base operacional de Coari e de Manaus (parcial).

Estações de Compressão – R$ 17 milhões Reformas nos sistemas de selagem de gás dos turbo-compressores das Ecomps de Coari e Juaruna, e outrosserviços complementares.

Outros – ERP Manaus e PE UTE Manaus – R$ 6 milhões6. CONTRATOS DE TRANSPORTEA relação comercial entre a TAG e seus clientes é regida por Contratos de Serviço de Transporte de Gás Natural, regulados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP.

Por se tratar de uma atividade de capital intensivo e com característica de infraestrutura, o retorno dos investimentos realizados pela transportadora na construção dos gasodutos é garantido contratualmente, independentemente das eventuais flutuações da demanda de transporte de gás. Assim, os Contratos de Transporte contam com cláusula de Encargo de Capacidade Não Utilizada (ship-or-pay), ou seja, condição contratual que garante ao transportador uma receita calculada com base na capacidade de transporte contratada e não somente no volume efetivamente movimentado.

Ao final de 2013, a TAG detinha os seguintes contratos de transporte em vigor: Malha Sudeste, Malha Nordeste, Sistema Gasene, Novo Sistema de Transporte (Malha Sudeste II), Paulínia-Jacutinga, Sistema Urucu-Coari-Manaus, GASDUC III, GASTAU, Pilar-Ipojuca e Atalaia-Laranjeiras; todos assinados entre a TAG, na qualidade de Transportador, e a Petróleo Brasileiro S/A – Petrobras, na qualidade de Carregador.

6.1. CONTRATOS MALHA SUDESTE E MALHA NORDESTEA TAG é integrante e líder do Consórcio Malhas Sudeste Nordeste formado em 01/07/2003 para promover a expansão da infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural nas regiões Nordeste e Sudeste do Brasil.

O Consórcio é formado pela TAG, por duas Sociedades de Propósito Específico – SPEs, denominadas Nova Transportadora do Nordeste S.A. – NTN, e Nova Transportadora do Sudeste S.A. – NTS – responsáveis pelos investimentos em novos gasodutos na Malha Nordeste e Sudeste, respectivamente – e pela TRANSPETRO, responsável pela operação e manutenção dos gasodutos.

6.1.1. CONTRATO MALHA SUDESTEO Contrato Malha Sudeste possui vigência de 20 anos, tendo iniciado em 01/01/2006, com término previsto para 31/12/2025 e engloba os seguintes gasodutos e ramais:

• Gasoduto GASVOL (REDUC-Volta Redonda)• Gasoduto GASPAL (Volta – Redonda-RECAP)• Gasoduto GASAN (RECAP-RPBC)• Gasoduto GASBEL (REDUC-REGAP)• GasodutoGASCAR(Campinas–Japeri)• RAMAL ESVOL–TEVOL• RAMAL DE CAMPOS ELÍSEOS - 20” (Campos Elíseos – Anel de Gás Residual)• RAMAL DE CAMPOS ELÍSEOS - 16” (Trecho remanescente do GASDUC I)

A capacidade contratada é de 43,8 milhões m3/dia, tendo atingido a movimentação média de 32,7 milhões m3/dia, em 2013.

6.1.2. CONTRATO MALHA NORDESTEO Contrato Malha Nordeste possui vigência de 20 anos, tendo iniciado em 01/01/2006, com término previsto para 31/12/2025 e engloba os seguintes gasodutos e ramais:

• Gasoduto ATALAIA-ITAPORANGA (GAI)• Gasoduto CANDEIAS-ARATU 12”• Gasoduto CANDEIAS-CAMAÇARI 12”• Gasoduto CANDEIAS-CAMAÇARI 14• Gasoduto CATU-PILAR - TRECHO CARMÓPOLIS-PILAR• Gasoduto CATU-PILAR - TRECHO CATU-CARMOPOLIS• Gasoduto GASALP (PILAR-CABO)• Gasoduto GASEB (SERGIPE-BAHIA)• Gasoduto GASFOR (GUAMARÉ-PECÉM)• Gasoduto NORDESTÃO (GUAMARÉ-CABO)• Gasoduto SANTIAGO-CAMAÇARI 14”• Gasoduto SANTIAGO-CAMAÇARI 18”• LOOP NORDESTÃO (VARIANTE)• RAMAL AÇU-SERRA DO MEL (GASMEL)• RAMAL ARACATI• RAMAL FAFEN II (Ramal FAFEN-SERGÁS)• RAMAL SANTA RITA• RAMAL TERMOFORTALEZA• RAMAL TERMOPERNAMBUCO

A capacidade contratada é de 21,6 milhões m³/dia, tendo atingido a movimentação média de 21,4 MM m³/dia em 2013.

6.2. CONTRATO SISTEMA GASENEO Sistema GASENE interliga as malhas de gasodutos das regiões Sudeste e Nordeste do país. Esse sistema é formado por três trechos de gasodutos, conforme a seguir:

• TrechoSul1:Cabiúnas-RJaVitória-ES(GASCAV);• Trecho Sul 2: Cacimbas-ES a Vitória-ES;• Trecho Norte: Cacimbas-ES a Catu-BA (GASCAC).

O Contrato de Serviço de Transporte possui vigência de 25 anos, tendo seu início ocorrido em 10/11/2008, quando da entrada em operação comercial dos Trechos Sul 1 e 2. O trecho Norte (GASCAC) foi concluído em 2010, entrando em operação comercial a partir de 01/05/2010.

Em 2013, a capacidade contratada foi de 20,0 MM m³/dia para o Trecho Sul e 10,3 MMm³/dia para o Trecho Norte. A movimentação média total de gás, em 2013, no sistema GASENE alcançou o montante de 9,6 MM m³/dia.

6.3. CONTRATO MALHA SUDESTE IIO Contrato de Transporte para o Novo Sistema de Transporte abrange os gasodutos Japeri-Reduc(RJ),GasbelII(RJ/MG),GaspalII(SP)eGasanII(SP).

O contrato teve seu início em 01/12/2009, com a entradaemoperaçãodogasodutoJaperi-Reduc,evigoraráporum prazo de 20 anos a contar da entrada em operação da última instalação (GASAN II), que ocorreu em 14 de outubro de 2011.

A capacidade contratada é de 49,4 MM m³/dia, sendo que não houve volume movimentado faturado de gás nesta malha no ano de 2013.

6.4. CONTRATO PAULÍNIA-JACUTINGAOContratodeTransporteparaogasodutoPaulínia-Jacutingateveseu inícioem15/01/2010evigoraráporumprazo de 20 anos, com término previsto para 14/01/2030.

A capacidade contratada é de 5 MM m³/dia. A movimentação de gás média, em 2013, foi de 425mil m³/dia.

6.5. CONTRATO SISTEMA URUCU-COARI-MANAUSA celebração do Contrato de Transporte entre TAG e Petrobras para o Sistema Urucu-Coari-Manaus ocorreu em 01/12/2010, tendo sua operação comercial iniciada nesta mesma data.

O contrato tem vigência de 20 anos, com término previsto para 30/11/2030.

A capacidade contratada é de 6,285 MMm³/dia, tendo movimentado uma média diária de 3,2 MMm³ em 2013.

Considerando-se que o gasoduto no trecho de Urucu a Coari (GARSOL) é de propriedade da Petrobras, foi firmado um contrato de aluguel para que a TAG tivesse sua posse e, dessa forma, condições para prestar o serviço de transporte. O GARSOL demandou investimentos da TAG na sua readaptação para transporte de gás natural, uma vez que era utilizado pela Petrobras para transporte de GLP (gás liquefeito de petróleo). Em contrapartida, em atendimento à necessidade da Petrobras, a transportadora TUM, incorporada pela TAG em 18 de agosto de 2010, construiu um duto para transporte de GLP (Gás Liquefeito de Petróleo) no mesmo trecho (Urucu-Coari), duto este alugado para a Petrobras, com vigência a partir de 19/11/2010.

6.6. CONTRATO GASDUC IIIO Contrato de Transporte para o gasoduto GASDUC III teve seu início de operação comercial declarado em 12/11/2010 e vigorará por um prazo de 20 anos, com término previsto para 11/11/2030.

A capacidade contratada é de 40 MM m³/dia, sendo que, em 2013, o volume médio movimentado foi de 10,4 MM m³/dia.

6.7. CONTRATO PILAR-IPOJUCAO Contrato de Transporte para o Gasoduto Pilar-Ipojuca foi celebrado e entrou em operação comercial em 1º de dezembro de 2011, com vigência de 20 anos e término previsto para 30/11/2031. O Gasoduto se estende de Pilar (AL) a Ipojuca (PE), com capacidade de entrega de gás natural de 7,5 MM m³/dia. A movimentação média, em 2013, foi de 3,2 MM m³/dia.

A capacidade de transporte contratada do gasoduto é crescente, passando para 9 MMm³/dia a partir de janeiro de 2014 até dezembro de 2015 e 15 MMm³/dia a partir de janeiro de 2016.

6.8. CONTRATO GASTAUO Contrato de Transporte para o Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté - GASTAU foi celebrado e entrou em operação comercial em 1º de dezembro de 2011, com vigência de 20 anos e término previsto para 30/11/2031.

Com capacidade contratada de 20 MMm³/dia, o gasoduto permite o escoamento do gás da Bacia de Santos para a Malha Sudeste, tendo apresentado uma movimentação média de 8,2 MMm³/dia em 2013.

6.9. CONTRATO ATALAIA-LARANJEIRASO Gasoduto Atalaia-Laranjeiras é de propriedade da Petrobras e, originalmente, era classificado como Gasoduto de Transferência. Em 2011, o mesmo foi reclassificado pela ANP para Gasoduto de Transporte, cuja prestação de serviço só pode ser exercida por uma empresa Transportadora de Gás Natural.

Assim, em 17/04/2012, TAG e Petrobras celebraram um Contrato de Aluguel, por meio do qual a TAG passou a ter a posse do duto e, naquela mesma data, foi celebrado o Contrato de Transporte. Os dois Contratos foram celebrados em 17/04/2012, com início de operação comercial em 18/07/2012 e vigência de 68 meses, com término para 17/03/2018.

A capacidade contratada é de 1,5 MM m³/dia, sendo que, em 2013, o volume médio movimentado foi de 852 mil m³/dia.

7. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIROLucro Líquido e EBITDAA TAG apresentou em 2013 lucro líquido 17% superior ao exercício anterior, em função, principalmente, de atualização contratual das tarifas de transporte e manutenção dos custos operacionais, apesar do resultado financeiro desfavorável, advindo da apreciação da moeda norte americana (dólar) frente ao Real.

O EBITDA alcançou R$ 5.530 milhões, 20% acima do realizado em 2012, devido ao incremento do faturamento e ações de contenção de custos, resultando em maior eficiência operacional.

2013 2012

1.161 996

5.5564.644

Lucro Líquido e EBITDAR$ milhões

Lucro Líquido EBITDA

Receita Operacional Em 2013, a TAG registrou crescimento de 15% na receita operacional bruta em relação ao ano anterior devido, principalmente, a aplicação do reajuste tarifário.

2013 2012

6.7825.8855.859

5.082

Receita OperacionalR$ milhões

Receita Bruta Receita Líquida

Encargos sobre VendasO incremento nos encargos sobre vendas acompanhou o crescimento da receita bruta, na ordem de 15%. Alcançando marca superior a R$ 0,9 bilhão de recolhimentos de impostos, distribuídos no âmbito federal (Pis/Cofins) o total de R$ 627 milhões, e no âmbito estadual e municipal (ICMS/ISS) o total de R$ 295 milhões.

922803

627544

295 258200

400

600

800

1000

2013 2012

R$ (M

ilhõe

s)

Impostos sobre VendaR$ milhões

TOTAL Pis/Cofins Icms/Iss

Custo dos Serviços PrestadosO Custo dos Serviços Prestados - CSP totaliza o montante de R$ 1.359 milhões, (R$ 1.339 milhões, em 2012), correspondendo a 23% da receita operacional líquida, 3% menor em relação a 2012.

A variação entre períodos é fruto principalmente do incremento da depreciação, devido à conclusão de projetos operacionais.

No âmbito do Programa de Otimização de Custos Operacionais - PROCOP - destacam-se ações junto a fornecedores de serviço de compressão com vistas a reduzir os custos operacionais de serviço de compressão.

969 919

237 233

95 9070 83

-16

3 10

-20

230

480

730

980

1230

1480

2013 2012

R$ (M

ilhõe

s)

Depreciação Serviço O&M Aluguel

Serviço Compressão Outros Energia Elétrica

1.351.359 1.339



Despesas Gerais e Administrativas e TributáriasAs despesas gerais e administrativas, R$ 59 milhões, foram 12% inferior ao ano anterior (R$ 67 milhões). Essa redução se deu, principalmente, pela redução no valor de amortização dos gastos pré-operacionais das Transportadoras GASENE e da TUM, que totalizam R$ 29 milhões em 2013, inferiores em R$ 11 milhões ao registrado em 2012.As despesas tributárias apresentaram um incremento de R$ 27 milhões, devido, principalmente, ao provisionamento do imposto de renda retido na fonte sobre as remessas a serem feitas ao exterior por conta do pagamento da parcela de juros da dívida da TAG contrata fora do país.

2013 2012

5967

31

4

Despesas Gerais e Administra�vas e Tributárias

R$ milhões

Administra�vas Tributárias

Resultado FinanceiroO resultado financeiro foi afetado negativamente em R$ 1.822 milhões pela variação cambial sobre o endividamento em moeda estrangeira (R$ 1.807 milhões) e pela variação monetária sobre outros itens do balanço.As despesas financeiras de R$ R$ 1.203 milhões ficaram 7% menor que as apresentadas em 2012, devido, principalmente, a quitação de empréstimo (mútuo) realizado junto à controladora Gaspetro. As receitas financeiras também foram inferiores ao ocorrido em 2012 em 34%, totalizando R$ 64 milhões, em função de menor disponibilidade ao longo do exercício.

-1.822

-1.342

-1.203-1.300

64 97

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

2013 2012

R$ (M

ilhõe

s)

Resultado FinanceiroR$ milhões

Var. Monetarias e Cambial Despesas Receitas

Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – IRPJ e CSLLOsvaloresde IRPJeCSLLapuradosnoexercíciode2013totalizaramR$436milhões,30%superioraoexercíciopassado (R$ 334 milhões). Este acréscimo esta vinculado principalmente, as adições realizadas na apuração da base de calculo, (lucro real), em especial, pelos efeitos da variação cambial.

11588

321

246

050

100150200250300350

2013 2012

R$ (M

ilhõe

s)

IRPJ e CSLLR$ milhões

Contribuição Social Imposto Renda

Análise PatrimonialA TAG encerrou 2013 com saldo de caixa, bancos e aplicações, no valor de R$ 619 milhões.O ativo permanente alcançando o montante de R$ 23.927 milhões (R$ 24.575 milhões, em 2012), refere-se basicamente aos gasodutos e demais instalações necessárias à operação e inclui os ativos em construção no montante de R$ 621 milhões.O endividamento totaliza R$ 20.060 milhões (R$ 19.563 milhões em 2012), sendo 95% de longo prazo. Deste montante, R$ 14.171 milhões – 70% estão atrelados ao dólar norte-americano.As obrigações com a controladora GASPETRO no valor de R$ 650 milhões (mútuo) foram quitadas integralmente em 2013, permanecendo as obrigações (mútuo) junto às transportadoras NTN e NTS no valor total de R$ 602 milhões. A destinação do lucro líquido de R$ 1.161 milhões em 2013 está proposta da seguinte forma:

R$ Milhões2013

Lucro líquido do exercício ..................................................................................................... 1.161

Apropriação ............................................................................................................................... Reserva Legal.......................................................................................................................... (58) Reserva de Incentivo Fiscal ................................................................................................. (148)

Lucro básico para determinação do dividendo .............................................................. 955

Jurossobreocapitalprópriopagosantecipadamente .................................................. 248Dividendo adicionais propostos ........................................................................................... 707

Total de dividendo propostos ............................................................................................. 955

BALANÇO PATRIMONIAL Em 31 de dezembro de 2013 e 2012

(Em milhões de reais)Ativo Nota 2013 2012 Passivo Nota 2013 2012

Circulante Circulante Caixa e equivalentes de caixa 4 619 462 Fornecedores 8 198 512 Contas a receber, líquidas 5 1.367 1.204 Financiamentos 9 e 10 971 2.519 Impostos e contribuições 11.1 193 153 Impostos e contribuições 11.1 179 286

Dividendos propostos 10 e 12.4 - 1052.179 1.819 Outras contas a pagar e despesas a pagar 19 20

Não circulante 1.367 3.442 Realizável a longo prazo Depósitos judiciais 46 18 Não circulante Imposto de renda e contribuição social diferidos 11.2 634 - Financiamentos 9 e 10 19.089 17.044 Impostos e contribuições 11.1 920 947 Provisões para processos judiciais 17.1 2 2 Adiantamentos a fornecedores 10 59 Outras contas a pagar e despesas a pagar 46 65 Outros ativos realizáveis a longo prazo 57 30

19.137 17.1111.667 1.054

Patrimônio líquido 12 Imobilizado 6 23.927 24.575 Capital social 5.346 5.345 Intangível 8 8 Contribuição adicional de capital 875 875 Diferido 7 115 209 Reservas de lucros 1.171 892

25.717 25.846 7.392 7.112

27.896 27.665 27.896 27.665

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 o lucro líquido por ação

Nota 2013 2012 Receita de serviços 13 5.859 5.082 Custo dos serviços prestados 15 (1.359) (1.339) Lucro bruto 4.500 3.743 Receitas (despesas) Gerais e administrativas 15 (59) (67) Tributárias 15 (31) (4) Outras receitas operacionais, líquidas 14 148 13

58 (58)

Lucro antes do resultado financeiro e impostos 4.558 3.685 Resultado financeiro líquido 16 (2.961) (2.545)

Resultado de participação em investimentos 190 Lucro antes dos impostos 1.597 1.330

Imposto de renda e contribuição social 11.2 e 11.3 (436) (334) Lucro líquido do exercício 1.161 996 Lucro básico e diluído por ação (em milhares R$) 0,22 0,19

As demonstrações do resultado abrangente não foram apresentadas uma vez que não há componentes de outros resultados abrangentes.

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

(Em milhões de reais)Reservas de

lucrosContribuição Total do

Capital adicional Incentivos Dividendos Lucros patrimônioNota social de capital Legal fiscais adicionais acumulados líquido

Saldos em 1º de janeiro de 2012 4.895 875 134 63 1.092 - 7.059

Crédito para aumento de capital 200 200 Aumento de capital com incorporação de ativo imobilizado 249 249 Aumento de capital com reserva 1 (1) Dividendo adicional aprovado (1.092) (1.092) Lucro líquido do exercício 996 996 Destinações: Apropriações do lucro liquido em reservas 50 13 (63) Dividendos 633 (933) (300)

Saldos em 31 de dezembro de 2012 5.345 875 184 75 633 - 7.112

Aumento de capital com reserva 1 (1) - Dividendo adicional aprovado (633) (633) Lucro líquido do exercício 1.161 1.161 Destinações: Apropriações do lucro liquido em reservas 58 148 (206) - Dividendos 707 (955) (248

Saldos em 31 de dezembro de 2013 12 5.346 875 242 222 707 - 7.392As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.



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

(Em milhões de reais)

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

(Em milhões de reais)

2013 2012 Fluxo de caixa das atividades operacionais Lucro líquido do exercício 1.161 996 Ajustes para Resultado de participação em investimento (190) Depreciação e amortização 1.047 1.073 Valor residual de bens baixados de natureza permanente 4 Variações cambiais, monetárias e encargos s/ financiamentos 2.935 2.487 Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidas (634) (367) Redução (aumento) de ativos Contas a receber (165) (236) Impostos e contribuições 86 (196) Outros ativos (49) (22) Aumento (redução) de passivos Fornecedores (264) 41 Impostos e contribuições (107) 147 Outros passivos (6) (81)

Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais 4.008 3.652 Atividades de investimentos Aquisição de imobilizado / intangível (427) (1.032) Caixa absorvido na incorporação de participação acionária - 267 Fluxo de caixa usado nas atividades de investimentos (427) (765) Fluxo de caixa de atividades de financiamento Financiamento e operações de mútuo, líquidos Amortização de principal (1.421) (679) Amortização de juros (977) (979) Dividendos pagos a acionista (1.026) (1.430) Recursos líquidos utilizados nas atividades de financiamento (3.424) (3.088) Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício 157 (201) Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 462 663 Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 619 462


2013 2012

Receitas Serviços e outras receitas 6.932 5.898 Perdas em crédito de liquidação duvidosa 1 Receitas relativas à construção de ativos para uso 427 1.030

7.360 6.928

Insumos adquiridos de terceiros Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (740) (1.377)

Valor adicionado bruto 6.620 5.551

Retenções Depreciação e amortização (1.047) (1.073)

Valor adicionado líquido produzido pela companhia 5.573 4.478

Valor adicionado recebido em transferência

Resultado de participação em investimento 190Receitas financeiras - inclui variações monetária e cambial 75 106

75 296

Valor adicionado a distribuir 5.648 4.774

Distribuição do valor adicionado

Pessoal e administradores Salários e encargos 16 11

Tributos Federais 1.091 883 Estaduais 278 246 Municipais 20 12

1.389 1.141

Instituições financeiras e fornecedores Juros,variaçõescambiaisemonetárias 2.987 2.535 Despesas de aluguéis 95 90

3.082 2.625Acionistas Dividendos 248 300 Lucros retidos 913 696

1.161 996

Valor adicionado distribuído 5.648 4.774


NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISExercícios Findos em 31 de dezembro de 2013 e 2012

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

1 A Companhia e suas operações A Transportadora Associada de Gás S.A. (“TAG” ou “companhia”) é uma sociedade anônima, controlada da

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, com a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás natural em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros.

Em linha com a diretriz da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, de centralizar em uma única empresa todas as transportadoras na qual detenha 100% do capital, a TAG incorporou, em 30 de janeiro de 2008, a Transportadora Nordeste e Sudeste S.A. (TNS) e a Transportadora Capixaba de Gás S.A. (TCG), em 18 de agosto de 2010, a Transportadora Urucu Manaus S.A. (TUM) e em janeiro de 2012, a Transportadora Gasene S.A. (Gasene).

A extensão da malha de gasodutos em operação sob a gestão da TAG atingiu 6.540 km (6.571 km em 2012). Em 2012 ocorreu a adequação da malha de gasodutos de transporte, ao ser realizada transferência de ativos comaPetrobras,cedendoogasodutonãomaisutilizado,GasducII(RJ),e,emcontrapartida,recebendoosgasodutos Lagoa Parda-Vitória (ES) e Atalaia-Laranjeiras (SE).

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

2 Base de apresentação das demonstrações contábeis Demonstrações contábeis As demonstrações contábeis 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.

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.

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

2.1 Demonstração do valor adicionado A 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.

2.2 Moeda funcional A moeda funcional da companhia é o Real.

2.3 Uso de estimativas e julgamentos relevantes Na 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, depreciação e amortização, provisões para processos judiciais, 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 Sumário das principais práticas contábeis3.1 Ativos e passivos financeiros3.1.1 Caixa e equivalentes de caixa Incluemnumerárioemespécie,depósitosbancáriosdisponíveiseaplicaçõesfinanceirasdecurtoprazocom

alta liquidez, vencíveis em até três meses, contados da data da contratação original, prontamente conversíveis emummontanteconhecidodecaixaecomriscoinsignificantedemudançadevalor.

3.1.2 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 quenãoserácapazdereceberosvaloresdevidospelosclientes,comoemcasosdedificuldadesfinanceirassignificativaseprobabilidadedodevedorentrarcompedidodefalênciaouemrecuperaçãojudicial.

3.1.3 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.

3.2 Imobilizado Está 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.

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 bens do imobilizado são depreciados pelo método linear com base nas vidas úteis estimadas, que estão demonstradas por classe de ativo na nota explicativa 6.

3.3 Intangível

Está demonstrado pelo custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada. É composto por direitos e concessões e softwares. São amortizados linearmente pela vida útil estimada.

3.4 Diferido

A companhia manteve o saldo de ativo diferido de 31 de dezembro de 2008, que continuará a ser amortizado em 5 anos, sujeito ao teste de redução do valor recuperável de ativos (impairment), em conformidade com a Lei 11.941/2009. Decorre de gastos pré operacionais de projetos da TUM e Gasene, que entraram em operação durante o período de 2009 a 2011.

3.5 Redução ao valor recuperável de ativos - Impairment

A companhiaavaliaosativosdo imobilizado,do intangível comvidaútildefinidaedodiferidoquandoháindicativos de não recuperação do seu valor contábil.

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,excetoquandoespecificamenteindicado.

Estevalordeusoéestimadocombasenovalorpresentedefluxosdecaixafuturos,resultadodasmelhoresestimativas da companhia. Os fluxos de caixa, decorrentes do uso contínuo dos ativos relacionados, sãoajustadospelosriscosespecíficoseutilizamataxadedescontopré-imposto.Estataxaderivadataxapós-impostoestruturadanoCustoMédioPonderadodeCapital (WACC).Asprincipaispremissasdosfluxosdecaixa são: preços baseados no último plano estratégico divulgado pela Petrobras, custos operacionais de mercado e investimentos necessários para realização dos projetos.

3.6 Imposto de renda e contribuição social

Para fins de apuração do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro corrente, a companhia adotou o Regime Tributário de Transição - RTT, conforme previsto na Lei 11.941/09, ou seja, na determinação do lucro tributável considerou os critérios contábeis da Lei 6.404/76, antes das alterações da Lei 11.638/07. As despesas de imposto de renda e contribuição social do exercício 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.

3.7 Provisões e passivos contingentes

As 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.

3.8 Capital social e remuneração aos acionistas

O capital social está representado por ações ordinárias.

A remuneração aos acionistas é efetuada sob a forma de dividendos e/ou juros sobre o capital próprio com basenoslimitesdefinidosnoestatutodacompanhia.

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

3.9 Subvenções e assistências governamentais

Subvenções 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.

3.10 Reconhecimento de receitas, custo e despesas

A receita é reconhecida quando for provável que benefícios econômicos serão gerados para a companhia e quandoseuvalorpossasermensuradodeformaconfiável,compreendendoovalorjustodacontraprestaçãorecebida, ou a receber pela prestação de serviços, líquida dos descontos, impostos e encargos sobre a prestação de serviços.

As receitasedespesasfinanceiras incluemprincipalmente receitasde juros sobreaplicaçõesfinanceirasetítulospúblicos,despesascomjurossobrefinanciamentos,alémdasvariaçõescambiaisemonetáriaslíquidas.

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



3.11 Novas normas e interpretações

As 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 1° de janeiro de 2014.

• IFRS 9 - “Instrumentos Financeiros”, aborda a classificação, amensuração e o reconhecimento de ativos epassivosfinanceiros.OIFRS9foiemitidoemnovembrode2009eoutubrode2010esubstituiostrechosdoIAS39relacionadosàclassificaçãoemensuraçãodeinstrumentosfinanceiros.OIFRS9requeraclassificaçãodosativosfinanceirosemduascategorias:mensuradosaovalorjustoemensuradosaocustoamortizado.Adeterminaçãoéfeitanoreconhecimento inicial.Abasedeclassificaçãodependedomodelodenegóciosdaentidade e das características contratuais do fluxo de caixa dos instrumentos financeiros. Com relação aopassivofinanceiro,anormamantémamaioriadasexigênciasestabelecidaspeloIAS39.Aprincipalmudançaéadequenoscasosemqueaopçãodevalorjustoéadotadaparapassivosfinanceiros,aporçãodemudançano 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. A TAG está avaliando o impacto total do IFRS 9. A norma é aplicável a partir de 1° de janeiro de 2015.

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

Legislação tributária

Em 11 de novembro de 2013 foi publicada a Medida Provisória nº 627 que:

• ModificaalegislaçãotributáriarelativaaoImpostosobreaRendadasPessoasJurídicas-IRPJ,àContribuiçãoSocial 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.

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.

4 Caixa e equivalentes de caixa

2013 2012

Aplicações financeiras Fundos de investimentos financeiros 617 460 Poupança - Banco do Brasil 2 2

619 462

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, a 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 18.

5 Contas a receber, líquidas

2013 2012

Clientes Terceiros 2 3 Partes relacionadas (Nota 10) 1.366 1.201

1.368 1.204

Perdas em créditos de liquidação duvidosa (1)

1.367 1.204

6 Imobilizado

Edificações Gasodutos e Ativos eme benfeitorias equip. transp. construção Total

Saldo em 1º de janeiro de 2012 228 20.619 2.611 23.458 Adições 1.030 1.030 Transferência 3 3.897 (2.894) 1.006 Depreciação (12) (907) (919) Saldo em 31 de dezembro de 2012 219 23.609 747 24.575 Custo 241 25.855 747 26.843 Depreciação acumulada (22) (2.246) - (2.268) Saldo em 31 de dezembro de 2012 219 23.609 747 24.575 Adições - 1 428 429 Baixas - - (4) (4) Transferência - 446 (550) (104) Depreciação (11) (958) - (969) Saldo em 31 de dezembro de 2013 208 23.098 621 23.927 Custo 241 26.674 621 27.536 Depreciação acumulada (33) (3.576) - (3.609) Saldo em 31 de dezembro de 2013 208 23.098 621 23.927 Tempo de vida útil média ponderada em anos 16 a 30 até 30

7 Diferido

Gastos pré-operacionais

Saldo em 1º de janeiro de 2012 55

Incorporação gastos pré-operacionais da Gasene 331 Amortização (170) Transferência (7)

Saldo em 31 de dezembro de 2012 209

Custo 483 Amortização acumulada (274)


Amortização (94)


Custo 483 Amortização acumulada (368)


Taxa médio de amortização 5 anos Os gastos pré-operacionais são relacionados à despesas com pessoal, estudos de impactos ambientais,

resultados financeiros e outros gastos de organização e manutenção.

8 Fornecedores

2013 2012

Passivo circulante Terceiros País 39 119 Exterior 3 14

42 133

Partes relacionadas (Nota 10) 156 379

198 512

9 Financiamentos

Mercado Bancário

Mercado de Capitais (Notes,

Global (BNDES) Notes e Bonds) Outros Total

Não circulante No país

Saldo em 1 de Janeiro de 2012 8.813 1.256 10.069

Incorporação Gasene 3.866 3.866 Jurosincorridosnoperíodo 4 119 123 Amortização de principal (679) (679) Amortização de juros (122) (122) Variação monetária 602 602 Transferência de longo para curto prazo (77) (77)

Saldo em 31 de dezembro de 2012 12.529 1.253 13.782

Saldo em 1º de Janeiro de 2013 Jurosincorridosnoperíodo 5 60 65 Amortização de principal (771) (650) (1.421) Amortização de juros (61) (61) 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 exterior

Saldo em 1º de Janeiro de 2012 1.425 1.425

Incorporação Gasene 2.919 2.919 Jurosincorridosnoperíodo 102 102 Variação cambial 392 392 Transferência de longo para curto prazo (1.576) (1.576)

Saldo em 31 de dezembro de 2012 3.262 3.262

Saldo em 1 de janeiro de 2013 3.262 3.262 Jurosincorridosnoperíodo 108 108 Variação cambial 717 717 Transferência de curto para longo prazo 1.576 1.576

Saldo em 31 de dezembro de 2013 5.663 5.663

2013 2012Circulante Parcela circulante do endividamento de longo prazo 777 2.201 Jurossobrefinanciamentos 194 318

971 2.5199.1 Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulante

2013

2015 2016 2017 2018 2019 - 2029 Total

Financiamentos em Reais (R$) Indexados a taxas flutuantes 1.228 626 626 626 2.114 5.220Taxa média dos financiamentos em Reais 6.94%

Financiamentos em Dólar (US$) Indexados a taxas flutuantes 1.654 4.010 5.664Taxa média dos financiamentos em Dólar 2,21%

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

6,76%

Financiamento no passivo não circulante 3.028 1.043 1.314 1.314 12.390 19.089

2012

2014 2015 2016 2017 2018 - 2029 Total

Financiamentos em Reais (R$) Indexados a taxas flutuantes 1.885 631 631 631 2.764 6.542Taxa média dos financiamentos em Reais 7,44%

Financiamentos em Dólar (US$) Indexados a taxas flutuantesTaxa média dos financiamentos em Dólar 2,21% 3.262 3.262

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

6,70%

Financiamento no passivo não circulante 2.008 754 990 1.226 12.066 17.044

9.2 Garantias Os financiamentos com o BNDES são garantidos pela Petrobras.

10 Partes relacionadas10.1 Transações comerciais e outras operaçõesAs operações comerciais da companhia com a Petrobras e demais empresas do sistema Petrobras são

Nota Petrobras Gaspetro Transpetro NTN NTS 2013 2012

Resultado Receitas, principalmente de serviços 13 6.782 6.782 5.885 Custo com aluguel de equipamentos e serviços de operação de gasodutos (95) (237) (332) (323) Variações monetárias líquidas (39) (39) (66) Despesas financeiras líquidas (12) (20) (28) (60) (189)

6.351 5.307Ativo Circulante Contas a receber pro transporte de gás natural

51.366

1.3661.201

1.366 1.201Passivo Circulante Fornecedores vinculados à operação de gasodutos 20

2039

Fornecedores vinculados à construção de gasodutos 134

134308

Dividendos propostos - 105 Outras contas a pagar 2 2 32

156 484

Não circulante Financiamentos 9 251 351 602 1.253

602 1.25310.1.1 Operações de mútuo Em 2009 foram assinados contratos de mútuo com a Gaspetro, no montante de R$ 650, visando saldar

compromissos da companhia relacionados aos investimentos na ampliação da malha dutoviária, a ser pago em 4 anos em uma única parcela. Os juros mensais, calculados com base em 139%, 140% e 145% do CDI, são pagos mensalmente. Em 2013 esses contratos de mútuo foram quitados.



Em 2011 foram assinados contratos de mútuo com a Nova Tranportadora do Nordeste - NTN e com a Nova Transportadora doSudeste-NTS,nomontantedeR$ 250eR$ 350,respectivamente,visandorecomporocaixadaTAGefinanciarseusinvestimentos relacionados ao Projeto Malhas. Os juros mensais, calculados com base na Selic, são pagos mensalmente.

10.1.2 Remuneração dos administradores A remuneração dos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal da companhia foi objeto de deliberação

daAssembleiaGeralOrdinária,realizadaem03dejulhode2013.FoideliberadaafixaçãodomontanteglobaldeR$ 3,válidapara o período compreendido entre abril de 2013 e a março de 2014.

No exercício de 2013, a remuneração dos membros da Diretoria foi de R$ 3.11 Tributos11.1 Impostos e contribuições

2013 2012Ativo circulante ICMS 29 PIS/COFINS 64 58 Imposto de renda 81 79 Contribuição social 11 8 Outros impostos 8 8

193 153

Ativo não circulante ICMS 12 PIS/COFINS 908 947

920 947

Passivo circulante ICMS 77 58 PIS/COFINS 2 28 Imposto de renda e contribuição social 78 184 Outros impostos 22 16

179 286

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

11.2 Imposto de renda e contribuição social diferidos Os fundamentos e as expectativas para realização estão apresentados a seguir:(a) Imposto de renda e contribuição social diferido ativo

Natureza 2013 2012

Variação cambial 2.590 818Provisões temporárias de gastos 88 29

2.678 847

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

Imposto de renda e contribuição social diferido ativo 911 288

(b) Imposto de renda e contribuição social diferido passivo

Natureza 2013 2012

Variação cambial 40 42Ajuste de juros capitalizados - depreciação 86 116Diferença de depreciação - vida útil 687 687Outros 3 3

816 848

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

Imposto de renda e contribuição social diferido passivo 277 288

(c) Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos A administração considera que os créditos fiscais diferidos ativos serão realizados na proporção da realização das provisões

e da resolução final dos eventos futuros, ambos baseados em projeções efetuadas. A expectativa de realização dos ativos e passivos fiscais diferidos é o seguinte:

Imposto de renda e CSLL diferidos, líquidos

Ativos

2014 112015 292016 1092017 472018 592019 592020 592021 em diante 261

634

11.3 Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro A reconciliação dos impostos apurados, conforme alíquotas nominais e o valor dos impostos registrados nos exercícios de

2013 e 2012 estão apresentados a seguir:

2013 2012

Lucro antes dos impostos 1.597 1.330

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (543) (452)

Ajustes para apuração da alíquota efetiva: Incentivos fiscais 51 4 Exclusões/(Adições) permanentes, líquidas (28) 10 Jurossobreocapitalpróprio 84 102 Outros 2

Despesa com imposto de renda e contribuição social (436) (334)

Imposto de renda e contribuição social diferidos 634 367Imposto de renda e contribuição social correntes (1.070) (701)

(436) (334)

Alíquota efetiva de imposto de renda e contribuição social 27,30% 25,11%

12 Patrimônio líquido12.1 Capital social A Assembléia Geral Extraordinária da TAG, de 30 de janeiro de 2012, aprovou a utilização integral do saldo de Adiantamento

para Futuro Aumento de Capital - AFAC, no montante de R$ 200, para aumento de capital. Em 15 de junho de 2012, foram realizadas duas Assembleias Gerais Extraordinárias, sendo que a primeira aprovou o

aumento de capital de R$ 261, com a transferência de ativos da Petrobras para a TAG, e a segunda aprovou a redução de capital de R$ 12, pela transferência de ativos da TAG para a Petrobras.

Em 29 de junho de 2012, a Assembleia Geral Extraordinária aprovou o aumento de capital no valor de R$ 1, pela incorporação da reserva de incentivo fiscal.

Em 31 de dezembro de 2012, o capital social era de R$ 5.345, dividido em 5.344.408 ações ordinárias de classe única nominativa, sem valor nominal.

Em 15 de março de 2013, a Assembléia Geral Extraordinária aprovou o aumento de capital no valor de R$ 1, pela incorporação da reserva de incentivo fiscal.

Em31dedezembrode2013,ocapitalsocialeradeR$ 5.346,divididoem5.346.390açõesordináriasdeclasseúnicanominativa, sem valor nominal.

12.2 Contribuição adicional de capital É o reconhecimento do ganho em operação não usual de venda entre empresas do mesmo grupo econômico. Tal ganho

foi obtido pela diferença entre o valor pago, estipulado contratualmente, e o patrimônio líquido da TUM e da Gasene, considerando que estas SPEs já faziam parte do grupo de empresas consolidadas no sistema Petrobras.

12.3 Reservas de lucros(a) Reserva legal Constituída mediante a apropriação de 5% do lucro líquido do exercício, em conformidade com o artigo 193 da Lei das

Sociedades por Ações.(b) Reserva de incentivos fiscais

Constituída mediante destinação de parcela do resultado do exercício equivalente aos incentivos fiscais, decorrentes de subvenções governamentais, em conformidade com o artigo 195-A da Lei das Sociedades por Ações. Essa reserva somente poderá ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento de capital social.

Noexercíciode2013,foramdestinadosdoresultadoR$ 148,deincentivoparasubvençãodeinvestimentosnoâmbitodaSuperintendência de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) e da Amazônia (SUDAM), referentes à realização de parte dos depósitos para reinvestimento com recursos do imposto de renda.

12.4 Dividendos Os 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.

A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2013, que está sendo encaminhada pela Administração da companhia à aprovaçãodosacionistasnaAssembléiaGeralOrdináriade2014,nomontantedeR$ 955,atendeaosdireitosgarantidosaos acionistas, podendo ser assim demonstrada:

2013 2012

Lucro líquido do exercício 1.161 996

Apropriação: Reserva legal (58) (50) Reserva de incentivos fiscais (148) (13)

Lucro básico para determinação do dividendo 955 933

Jurossobreocapitalpróprio 248 300Dividendos adicionais propostos 707 633

Total de dividendos propostos 955 933

Menos: Jurossobreocapitalprópriopagosantecipadamente (248) (195)

Saldo de dividendos propostos 707 738

Saldo de juros sobre capital próprio a pagar 105Dividendos adicionais propostos 707 633

Saldo de dividendos propostos 707 738

Osdividendospropostosem31dedezembrode2013,nomontantedeR$ 955,incluemjurossobreocapitalpróprionototaldeR$ 248,aprovadospeloConselhodeAdministraçãoem11denovembrode2013epagoem28denovembrode2013.

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 redução, de imposto derendaecontribuiçãosocialnomontantedeR$ 84(R$102em2012).

12.5 Lucro por ação

2013 2012

Lucro líquido atribuível aos acionistas da TAG 1.161 996Quantidade de ações ordinárias 5.346.390 5.344.408

Lucro líquido básico e diluído por ação ordinária (milhares R$ por ação) 0,22 0,19

13 Receita de serviços

2013 2012

Receita bruta de serviços 6.782 5.885Encargos sobre serviços (923) (803)

Receita líquida serviços 5.859 5.082

14 Outras despesas operacionais, líquidas

2013 2012

Benefício fiscal SUDAM/SUDENE e lucro da exploração 148 13

148 13

15 Despesas por natureza

2013 2012

Despesas com pessoal 16 11Depreciação e amortização 998 959Serviços contratados, fretes, aluguéis e encargos gerais 2 28Aluguel de equipamentos, compressores e serviços de compressão 165 175Operação e manutenção 237 233Outras 31 4

1.449 1.410

Custo dos serviços prestados 1.359 1.339Gerais e administrativas 59 67Tributárias 31 4

1.449 1.410

16 Resultado financeiro líquido

2013 2012

Variações cambiais e monetárias s/ endividamento líquido (1.846) (1.382)Despesa com endividamentos (1.089) (1.164)Receita com aplicações financeiras 46 81

Resultado financeiro sobre endividamento líquido (2.889) (2.465) Encargos sobre obrigações arrendamento financeiro (36) Outras despesas e receitas financeiras líquidas (96) (120) Outras variações cambiais e monetárias líquidas 24 76

Resultado financeiro líquido (2.961) (2.545)

Resultado financeiro Receitas 88 97 Despesas (1.203) (1.402) Variações cambiais e monetárias, líquidas (1.846) (1.240)

(2.961) (2.545)

17 Processos judiciais e contingências A companhia possui diversos processos judiciais de natureza tributária, cível, trabalhista e ambiental, resultantes do curso

normal de suas operações. A classificação das ações de acordo com a expectativa de perda como provável, possível ou remota, assim como seus valores estimados é elaborada com base em pareceres de seus assessores jurídicos e melhor julgamento da Administração.

17.1 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 não circulante 2013 2012

Processos fiscais 2 2

2 2

17.2 Processos judiciais não provisionados

Natureza Estimativa

Fiscais 231Cíveis - Gerais 211Trabalhistas 5Outros 12

459

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



(a) Processos de natureza fiscal

Descrição do processo de natureza fiscal Estimativa

Autor: Secretaria de Fazenda do Estado do Rio de Janeiro

1) Recolhimento incorreto de DIFALSituação 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 Paulo

3) Aproveitamento indevido de crédito de ICMSA.I. nº 4.026.759-3, A.I. nº 4.005.552-8, A.I. nº 4.026.203Situação 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. - TAG

1) Perdas e danos pelo inadimplemento do contrato com o Consórcio Masa.Situação atual: Ação movida pela TAG contra o Consórcio Masa 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, osrecursosforamremetidosaoSuperiorTribunaldeJustiça. 207

2) Processos diversos de natureza cível 4

Total de processos de natureza cível 211

18 Gerenciamento de riscos e instrumentos financeiros A companhia mantém 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 e 2012, a companhia não possuía nenhum instrumento financeiro derivativo para mitigar os riscos associados aos seus instrumentos financeiros e durante os exercícios também não efetuou aplicações de caráter especulativo ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da companhia.

Os controles para identificação de eventuais derivativos embutidos nas operações da companhia são corporativos e aplicados por sua controladora final, 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. Durante os exercícios de 2013 e 2012 não foram identificados derivativos embutidos nas operações da companhia.

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:

2013 2012

Ativo

Circulante Caixa e equivalentes de caixa 619 462 Contas a receber, líquidas 1.367 1.204

1.986 1.666Não circulante Depósitos vinculados 57 30

57 30Passivo

Circulante Financiamentos 971 2.519 Fornecedores 198 512 Outras contas a pagar 3 4

1.172 3.035Não circulante Financiamentos 19.089 17.044 Outras contas a pagar 3 10

19.092 17.054As operações da companhia e suas controladas estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos:

18.1 Gerenciamento de risco cambial O gerenciamento dos riscos cambiais é feito de forma corporativa pela controladora final 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 das taxas de câmbio das moedas estrangeiras utilizadas pela

companhia 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 não tem fluxos operacionais em outras moedas. A companhia avalia permanentemente essas oscilações, procurando renegociar suas dívidas na medida em que essas impactam significativamente seus fluxos financeiros.

A exposição cambial da companhia em 31 de dezembro de 2013 está concentrada em seus empréstimos e financiamentos sujeito à variação cambial do Dólar norte-americano, conforme mencionado na Nota 9.1 cujo saldo está valorizado pela taxa de fechamento de 2,3426, em 31 de dezembro de 2013.

(a) Análise de sensibilidade dos instrumentos financeiros sujeitos a variação cambial A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de taxa de câmbio, considerando

que o cenário provável é o valor dos 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.

Em 2013

Cenários

Provável Possível Remoto

Financiamentos (Dólar norte-americano) 14.171 3.543 7.086 Em 2012

Cenários


Financiamentos (Dólar norte-americano) 12.388 3.097 6.19418.2 Gerenciamento de risco de taxa de juros Decorre da possibilidade de a companhia sofrer 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 segue as orientações corporativas para as empresas do sistema Petrobras.

A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de juros variáveis, considerando que o cenário provável é a atualização do valor dos financiamentos em 31 de dezembro de 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.

(a) Análise de sensibilidade de taxa de juros Em 2013

Cenários


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

Em 2012

Cenários


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

18.3 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 final 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 e 2012. Também é representado por contas a receber, o que, no entanto, é atenuado por possuir como único cliente a sua controladora final 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 final Petrobras e com instituições financeiras brasileiras de reconhecida liquidez.

18.4 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 final Petrobras.18.5 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.19 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.

* * *

ROGÉRIO GONÇALVES MATTOSDiretor Superintendente

ANA PAULA LOPES DO VALE SARAIVADiretora Administrativo-Financeira

FERNANDOJOSÉENNESDESENNADiretor Técnico-Operacional

JOSÉORLANDOMELODEAZEVEDO Diretor Comercial

JOSÉSILVIOPETRUNGAROContador

CRC-RJ-054431/O-7

JOSEALCIDESSANTOROMARTINSPresidente

RENATO DE ANDRADE COSTAConselheiro

HUGOREPSOLDJUNIORConselheiro

MURILO FRANCISCO BARELLAConselheiro

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DIRETORIA

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

PARECER DO CONSELHO FISCALTRANSPORTADORA ASSOCIADA DE GÁS S.A. - TAG

Ao Conselho de Administração e ao acionistaTransportadora Associada de Gás S.A. - TAGExaminamos as demonstrações contábeis da Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG (a “Companhia”) que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2013 e as respectivas demonstrações do resultado, 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 contábeisA administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e 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 independentesNossa 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 Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Companhia. 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.OpiniãoEm nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, aposiçãopatrimonialefinanceiradaTransportadoraAssociadadeGásS.A.em31 dedezembrode 2013,odesempenhodesuasoperações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.ÊnfaseChamamosaatençãoparaaNota 1àsdemonstraçõescontábeis,quedescrevequeasoperaçõesdaCompanhiasãobasicamente 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 assuntosInformação suplementar - demonstração do valor adicionado Examinamos também a demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2013,

preparada sob a responsabilidade da administração da Sociedade e apresentada como informação suplementar. Essa demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.RiodeJaneiro,11defevereirode2014PricewaterhouseCoopersAuditores IndependentesCRC2SP000160/O-5“F”RJMaria Salete Garcia PinheiroContadoraCRC1RJ048568/O-7

Senhores Acionistas,O Conselho Fiscal da Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG, no uso de suas atribuições legais e estatutárias, procedeu ao exame do Relatório da Administração e das Demonstrações Contábeis referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2013, tendo por base o Relatório da PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, de 11 de fevereiro de 2014, sem ressalvas, elaborado de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil.Tomou ainda conhecimento das seguintes proposições a serem encaminhadas à deliberação da Assembléia Geral de Acionistas, correspondente a destinação do Lucro Líquido do Exercício Social de 2013, no montante de R$ 1.160.860.411,83 (hum bilhão, cento e sessenta milhões, oitocentos e sessenta mil, quatrocentos e onze reais e oitenta e três centavos), assim distribuídos:a) Constituição de reserva legal no montante de R$ 58.043.020,59 (cinquenta e oito milhões, quarenta e três mil, vinte reais e

cinquenta e nove centavos), em conformidade com o artigo 193, da Lei nº 6.404/76; b) Constituição de Reserva de Incentivos Fiscais no montante de R$ 147.645.649,54 (cento e quarenta e sete milhões,

seiscentos e quarenta e cinco mil, seiscentos e quarenta e nove reais e cinquenta e quatro centavos), em conformidade com o artigo 195, da Lei nº 6.404/76; e

c) Distribuição de dividendos totais no montante no montante de R$ 955.171.741,70 (novecentos e cinquenta e cinco milhões, cento e setenta e um mil, setecentos e quarenta e um reais e setenta centavos), estando incluídos, nesse valor, os juros sobre o capital próprio no montante de R$ 248.225.276,35 (duzentos e quarenta e oito milhões, duzentos e vinte e cinco mil, duzentos e setenta e seis reais e trinta e cinco centavos), a ser submetida à deliberação da Assembleia Geral Ordinária – AGO.

O Conselho Fiscal é de opinião que os referidos documentos societários refletem adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a situação patrimonial, financeira e de gestão da Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG.Adicionalmente, manifesta-se favorável à submissão da proposta de destinação do resultado do exercício à Assembléia Geral dos Acionistas na forma apresentada pelo Conselho de Administração.RiodeJaneiro,24defevereirode2014.

Carla Maria de Oliveira Castro GonçalvesPresidente

Gilmar AlanisConselheiro

Leandro GiacomazzoConselheiro

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