Análise financeira 2008 esp

Informe impreso en papel Reciclato, de Suzano (100% de papel reciclado de sobrantes de edición, siendo el 35% posconsumo y el 65% preconsumo), con tintas elaboradas con materias primas renovables, a base de aceites vegetales y pigmentos exentos de metales pesados, conforme a la norma ISO 18.000.

Visión 2020Seremos una de las cinco mayores empresas integradas de energía del mundo y la prefe-rida por nuestros públicos de interés.

MisiónActuar de forma segura y rentable con responsabilidad social y ambiental, en los mercados nacional e internacional, suministrando productos y servicios adecuados a las necesidades de los clientes y contribuyendo al desarrollo de Brasil y de los países donde actúa.

PerfilPetrobras es una sociedad anónima de capital abierto, con sede en Rio de Janeiro. Cali-ficada como grado de inversión, tiene acciones y recibos negociados en Bovespa, NYSE, Latibex y BCBA. Actúa de forma integrada y especializada en los siguientes segmentos de la industria de petróleo, gas y energía: exploración y producción; refinación, comercializa-ción, transporte y petroquímica; distribución de derivados; gas natural; biocombustibles y energía eléctrica. Creada en 1953, actualmente es la 9ª mayor compañía de petróleo del mundo con base en el valor de mercado, según el ranking de la consultoría PFC Energy.Líder del sector petrolero brasileño, la compañía está presente en 27 países, además de Brasil, y sus reservas totalizan 15,1 mil millones de boe, según el criterio SPE. El Plan de Negocios de 2009-2013 prevé inversiones por US$ 174,4 mil millones.

Atributos de lA Visión 2020Nuestra actuación destacará por:> Fuerte presencia internacional > Referencia mundial en biocombustibles > Excelencia operacional, en gestión, eficiencia energética,

recursos humanos y tecnología > Rentabilidad > Referencia en responsabilidad social y ambiental > Compromiso con el desarrollo sustentable

inversiones(R$ mILLONES)

produCCiÓn total(mIL DE BOED)

2004

2.02

0

359

1.6

61

2005

2.21

7

370

1.8

47

2006

2.2

97

374

1.92

3

2007

2.3

01

381

1.92

0

2008

2.4

00

420

1.98

0

Crudo y LGN Gas Natural

reservas proBadas(mIL mILLONES DE BOE)

2008

15,1

11,2

2007

11,7

15,0

2006

15,5

15,1

2005

11,8

14,9

2004

11,9

14,9

SPE SEC

Exploración y Producción Abastecimiento Internacional Otros

2007

9.6

326.

574

10.6

6118

.418

45.2

85

2008

10.1

116.

133

12.4

43

21.6

62

53.3

49

2006

4.18

17.

161

7.0

30

15.3

41

33.

68

6

2004

3.9

072.

331

3.87

012

.441

22.5

49

2005

3.28

63.

153

5.3

3713

.93

4

25.7

10

cola

GananCia neta(R$ mILLONES)

2008

32.9

98

2007

21.5

12

2006

25.9

19

2005

23.7

25

13.8

87

2004

destaques de los inGresos operativos netos de los prinCipales produCtos (R$ mILLONES)

2004 2005 2006 2007 2008

Mercado interno

diesel 31.379 39.944 44.571 47.001 55.708

Gasolina 12.200 15.143 17.993 17.550 19.593

oleo combustible 3.301 3.543 3.823 4.146 5.162

nafta 7.109 7.386 8.290 8.658 8.886

GlP 6.325 5.660 5.744 5.890 6.567

QAV 4.139 5.237 5.358 4.733 6.740

Gas natural 4.193 4.349 5.076 5.454 9.297

exportações

Petróleo 6.720 11.101 14.729 16.020 24.122

derivados y otros 7.690 10.638 9.987 12.132 11.753

destAQues CrÉditosContabilidad y Comunicación Institucional Coordinación General, Producción, Redacción e Edición

Cuca Design Proyecto Gráfico y Diagramación

Tapioca Comunicação Producción Editorial

Murilo Souza de Sá Revisión

Pancrom Impresión



2004

2.02

0

359

1.6

61

2005

2.21

7

370

1.8

47

2006

2.2

97

374

1.92

3

2007

2.3

01

381

1.92

0

2008

2.4

00

420

1.98

0



2008

15,1

11,2

2007

11,7

15,0

2006

15,5

15,1

2005

11,8

14,9

2004

11,9

14,9

SPE SEC


2007

9.6

326.

574

10.6

6118

.418

45.2

85

2008

10.1

116.

133

12.4

43

21.6

62

53.3

49

2006

4.18

17.

161

7.0

30

15.3

41

33.

68

6

2004

3.9

072.

331

3.87

012

.441

22.5

49

2005

3.28

63.

153

5.3

3713

.93

4

25.7

10

cola


2008

32.9

98

2007

21.5

12

2006

25.9

19

2005

23.7

25

13.8

87

2004


2004 2005 2006 2007 2008

Mercado interno

diesel 31.379 39.944 44.571 47.001 55.708

Gasolina 12.200 15.143 17.993 17.550 19.593


nafta 7.109 7.386 8.290 8.658 8.886

GlP 6.325 5.660 5.744 5.890 6.567

QAV 4.139 5.237 5.358 4.733 6.740

Gas natural 4.193 4.349 5.076 5.454 9.297

exportações

Petróleo 6.720 11.101 14.729 16.020 24.122






Pancrom Impresión







40 Notas Explicativas a los Estados Contables

1 Presentación de los estados contables 40 2 Principios de consolidación 41 3 Cambio em las prácticas contables 44 4 Resumen de las principales prácticas contables 56 5 Efectivo y equivalentes al efectivo 61 6 Cuentas por cobrar netas 62 7 Partes vinculadas 63 8 Existencias 74 9 Cuentas petróleo y alcohol - STN 75 10 Títulos y valores mobiliarios 76 11 Proyectos estructurados 77 12 Depósitos judiciales 82 13 Inversiones 83 14 Bienes de uso 106 15 Intangible 115 16 Financiaciones 118 17 Compromisos contractuales 131 18 Ingresos y gastos financieros 132 19 Otros gastos operativos, netos 133 20 Impuestos, contribuciones y participaciones 134 21 Beneficios concedidos a los empleados 140 22 Participación de los empleados

y administradores 152 23 Incentivos fiscales 153 24 Patrimonio neto 153 25 Procesos judiciales y contingencias 157 26 Compromisos asumidos por

el segmento de energía 164 27 Garantías sobre los contratos de

concesión para la explotación de petróleo 164 28 Informaciones sobre segmentos de negocios 165 29 Instrumentos financieros derivativos,

protección patrimonial (hedge) y actividades

de gestión de riesgos 166 30 Seguros 175 31 Seguridad, medio ambiente y salud 176 32 Eventos subsecuentes 177

Informacioes sobre reservas 178 Consejo de Administración 180 Directoria Ejecutiva 180 Parecer del consejo fiscal 180

2 Análisis Financiero 1 Resumen económico financiero 2 2 Resultados por área de negocio 4 3 Resultados consolidados 6 4 Efectos de la adopción de la ley nº 11.638/2007

y medida provisional 449/2008 8 5 Resultado por empresa 10 6 Volumen de ventas 11 7 Existencias 12 8 Endeudamiento 13 9 Retorno operativo sobre el capital empleado (ROCE) y rentabilidad del patrimonio neto (ROE) 15

10 Patrimonio neto, destino

del resultado y dividendos 16

18 Estados Contables Informe de los auditores independientes 18 Balance general 20 Estado de resultado 22 Estado de evolución del patrimonio neto 24 Estado de flujos de efectivo 26 Estado del valor agregado 28 Estado de segmentación

de negocios (consolidado) 30

Balance social 37

CONTENIDO

2 ANÁL ISIS F INANCIERO2

ANÁLISIS FINANCIERO

1 RESumEN ECONómICO FINANCIERO¹

dEStAquES

CONSOLIdAdO PEtROBRAS

20082007

20082007

LEy 11.638 LEy 6.404 LEy 11.638 LEy 6.404

dEStAquES FINANCIEROS (1) (R$ millones)

Ingreso Operativo Bruto 266.494 284.579 218.254 207.990 207.990 170.245

Ingreso Operativo Neto 215.118 232.183 170.578 161.710 161.709 126.767

Ganancia Operativa 44.605 44.258 39.014 41.905 39.834 35.031

Ganancia (Pérdida) neta:

Actividades Propias 37.324 37.422 23.778 37.110 37.197 23.570

Subsidiarias/Coligadas (874) (399) (465) 2.252 2.231 (662)

36.450 37.023 23.313 39.362 39.428 22.908

Ítems Extraordinarios (3.462) (3.108) (1.801) (2.892) (2.538) (879)

Ganancias 32.988 33.915 21.512 36.470 36.890 22.029

Endeudamiento Neto(2) 48.824 48.824 26.670 (4) (4) (4)

EBITDA(3) 57.170 57.213 50.156 50.460 47.610 40.895

Endeudamiento Neto(2)/EBITDA(3) 0,85 0,85 0,53 (4) (4) (4)

Activo Total 292.164 294.514 231.228 311.011 293.223 211.233

Ativo Permanente(5) 207.334 208.830 155.831 152.135 134.009 107.130

Patrimonio Neto (R$ millones) 138.365 138.358 113.854 144.051 143.602 116.012

Relación Capital Propio/Capital de Terceros(2) 50/50 49/51 52/48 48/52 51/49 57/43

(1) Los valores expresados en Reales (R$), se verificaron en conformidad con las prácticas contables emanadas de la legislación societaria y con las normas de la Comisión de Valores Mobiliarios - CVM.

(2) Incluye endeudamiento adquirido por medio de contratos de leasing.

(3) Resultado antes de los impuestos, de los accionistas no controlantes, del resultado financiero neto, de las participaciones en inversiones significativas y de la depreciación, amortización y provisión para pérdida en la recuperación de activo. El EBITDA no es un indicador calculado de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Brasil y, posiblemente puede no servir de base de comparación con indicadores con el mismo nombre presentados por otras empresas. El EBITDA no se puede considerar como un indicador sustituto para medir la ganancia operativa, ni tampoco como una mejor forma de medición de la liquidez y del flujo de efectivo de las actividades operativas. El EBITDA es una información adicional de la capacidad de pago de las deudas, del mantenimiento de inversiones y de la capacidad de cubrir necesidades de capital de trabajo.

(4) Las disponibilidades son superiores al endeudamiento total.

(5) Incluye inversiones societarias, inmovilizado, activos intangibles y diferido.

3ANÁL ISIS F INANCIERO y EStAdOS CONtABLES 2008 3

La comparación del Patrimonio Neto y de las Ganancias Netas Consolidadas con los co-

rrespondientes Patrimonio Neto y Ganancias Netas de Petrobras (Controlante), se de-

muestran de la siguiente forma:

COmPOSICIóN dEL EBItdA

R$ mILLONES

EjERCICIO

2008 LEy 11.638

2008 2007 ∆%

Ganancia Operativa conforme Ley de las S.A. 48.205 49.226 35.540 39

(-) Resultado Financiero (3.129) (4.022) 4.021 (200)

(-) Participación en Inversiones 874 399 465 (14)

Prov. p/ Partic. de Ganancias/Result. de Empleados (1.345) (1.345) (1.012) 33

Ganancia Operativa 44.605 44.258 39.014 13

Depreciación/Amortización 11.632 12.030 10.696 12

Pérdida en la recuperación de los activos 933 925 446 107

EBItdA 57.170 57.213 50.156 14

margen EBItdA (%) 27 25 29 (4)

R$ mILLONES

PAtRImONIO LEy 11.638

GANANCIAS LEy 11.638

Conforme informaciones da Petrobras al 31.12.2008 144.051 36.470

Ganancia de la venta de productos en existencias en las Subsidiarias (660) (660)

Reversión de ganancias en las existencias de ejercicios anteriores 686

Intereses capitalizados (460) 38

Absorción de Patrimonio Neto negativo de la controlada (4.160) (3.507)

Otras eliminaciones (406) (39)

Conforme informaciones consolidadas al 31.12.2008 138.365 32.988

* De acuerdo con la instrucción CVM N° 247/96, las pérdidas que fueron consideradas de naturaleza no permanente (temporales) sobre las inversiones evaluadas por el método de la equivalencia patrimonial, cuyas empresas en las que tiene participación no presenten señales de paralización o necesidad de apoyo financiero de la inversora, deben limitarse hasta el valor de la inversión de la empresa controlante. Por lo tanto, las pérdidas ocasionadas por pasivo al descubierto (patrimonio neto negativo) de las empresas en las que se tienen participación, no influyeron en el resultado neto de Petrobras en 2007, generando ítem de conciliación entre los Estados Contables de Petrobras y los Estados Contables Consolidados.

44

2 RESuLtAdOS POR ÁREA dE NEGOCIOPetrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor parte

de la producción de petróleo y gas, proveniente del área de Exploración y Producción, se

transfiere para otras áreas de la Compañía.

Destacamos, a continuación, los principales criterios utilizados en la verificación de

resultados por áreas de negocio:

Ingresos operativos netos: se consideran los ingresos relativos a las ventas realizadas a a.

clientes externos, más las facturaciones y transferencias entre las áreas de negocio, te-

niendo como referencia los precios internos de transferencia definidos entre las áreas,

con metodologías de verificación con base en parámetros de mercado;

En la ganancia operativa se han incluido además de los ingresos operativos netos, los b.

costos de los productos y servicios vendidos que se calculan por área de negocio, con-

siderando el precio interno de transferencia y los demás costos operativos, así como

los gastos operativos efectivamente realizados en cada área;

El resultado financiero se asigna totalmente al grupo de órganos corporativos;c.

Activos: incluyen los activos identificados a cada área. Las cuentas patrimoniales de d.

naturaleza financiera se designan al grupo de órganos corporativos.

Los comentarios de Desempeño Económico de las áreas de negocios se elaboraron con e.

base en criterios contables de la Ley 6.404/76.

EXPLORACIóN y PROduCCIóNEl aumento del resultado fue consecuencia de los mayores precios promedio del petróleo

nacional y del aumento del 4% en la producción diaria de petróleo y LGN.

Parte de estos efectos fue compensada por el aumento de los gastos con participacio-

nes gubernamentales, con la pérdida estimada en la recuperación de activos, en función

de la reducción en la cotización del petróleo al final del ejercicio que afectó las proyeccio-

nes futuras - y con los costos de exploración originados, principalmente, al dar de baja

pozos secos o sin viabilidad económica.

El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la coti-

zación promedio del Brent aumentó de US$ 10,95/bbl en 2007, para US$ 15,44/bbl en 2008.

ABAStECImIENtOLa reducción en el resultado fue causada por el aumento de los costos de adquisición/

transferencia de petróleo y de importación de derivados, así como los factores siguientes:

Mayores gastos con flete – en función del mayor volumen vendido; ›Pérdida en las inversiones en petroquímicas reflejando la devaluación del Real en re- ›lación al Dólar estadounidense en el endeudamiento y el aumento en el costo de ad-

quisición de la nafta;

Pérdidas con desvalorización de las existencias. ›Parte de esos efectos fue compensada por el aumento en el precio promedio de realización de

los derivados en los mercados interno y externo, y por la ganancia por cambio de participa-

ción debido a la reestructuración societaria de Quattor, empresa petroquímica.

RESuLtAdO SEGmENtO E&P(R$ MILLoNEs)

26.8

28

2007

36.6

61

2008

RESuLtAdO SEGmENtO ABAStECImIENtO (R$ MILLoNEs)

2007

5.9

85

(4.0

32)

2008

RESuLtAdO SEGmENtO GAS & ENERGíA (R$ MILLoNEs)

2007

(1.3

81)

(282

)

2008

ANÁL ISIS F INANCIERO

5ANÁL ISIS F INANCIERO y EStAdOS CONtABLES 2008 5

GAS y ENERGíAEl mejor resultado fue debido del aumento en los márgenes de comercialización de gas

natural y energía eléctrica, debido a la influencia de mejores precios de realización, y por

el aumento en los volúmenes de energía eléctrica y de gas natural.

Parte de esos efectos fue compensado por la provisión para reducción al valor de mer-

cado de las existencias de gas natural licuado (GNL) en el valor de R$ 122 millones.

dIStRIBuCIóNEl aumento del resultado fue generado por el aumento del 10% en el volumen de ventas

y por la reducción de los gastos operativos reflejando, principalmente, la extinción de la

CPMF y la revisión de los valores envueltos en procesos judiciales, realizada en 2007.

El aumento del volumen de ventas contribuyó para el aumento de la participación en

el mercado de distribución de combustibles, del 34,3% en 2007, para el 34,9% en 2008.

INtERNACIONALLos principales eventos que influyeron en la reducción del resultado de 2008 fueron: las

pérdidas con desvalorización de las existencias en EE.UU., Japón y Argentina, en función

del cambio de nivel de los precios del petróleo y derivados a partir de septiembre/2008

(R$ 699 millones), la provisión con litigio de royalties de R$ 220 millones, la pérdida por la

devolución del bloque 31 en Ecuador (R$ 178 millones), la amortización total de la plus-

valía verificada en la adquisición de la refinería de Pasadena (EE.UU.) de R$ 374 millones

y las ganancias devengadas en 2007, por la venta de las refinerías de Bolivia y empresas

en Argentina (R$ 111 millones). Esa reducción fue compensada por los efectos de la deva-

luación cambiaria del Real en relación al Dólar estadounidense sobre la conversión de los

estados contables (R$ 1.002 millones).

CORPORAtIVOLa reducción del resultado negativo fue debido a los factores siguientes:

Reducción en los gastos financieros netos (R$ 8.043 millones); ›Reversión del resultado con accionistas no controlantes, reflejando la devaluación del ›Real en relación al Dólar estadounidense – en el endeudamiento de las Sociedades de

Propósito Específico y empresas controladas - en las que Petrobras y sus controladas

no tienen una participación total;

Menores gastos con plan de pensión y salud (R$ 1.196 millones) debido a la repactación ›del reglamento del Plan Petros, realizada en 2007;

RESuLtAdO SEGmENtO dIStRIBuICIóN(R$ MILLoNEs)

777

2007

1.23

3

2008

RESuLtAdO SEGmENtO INtERNACIONAL (R$ MILLoNEs)

2007

(1.0

23)

(1.6

61)

2008

RESuLtAdO SEGmENtO CORPORAtIVO (R$ MILLoNEs)

2007

(8.2

13) 1.58

8

2008

6

3 RESuLtAdOS CONSOLIdAdOSCon el fin de permitir la comparación, los comentarios de análisis del resultado a conti-

nuación, se elaboraron con base en la Ley 6.404/76 antes de los ajustes de la Ley 11.638/07

y complementados con una conciliación para los nuevos criterios.

Petrobras, sus Subsidiarias y Controladas presentaron una ganancia neta consoli-

dada de R$ 33.915 millones en el ejercicio social encerrado el 31.12.2008, después de la

eliminación de las operaciones inter-compañías y la deducción de la participación de

los accionistas no controlantes, con un aumento del 53% en relación al ejercicio anterior

(R$ 21.512 millones).

Contribuyeron para ese desempeño:

Aumento de la ganancia neta en R$ 8.504 millones, por las razones siguientes: ›Aumento de los precios promedio de realización de derivados y petróleos en »

el mercado interno y exportaciones (R$26.289 millones) destacándose Nafta,

QAV y Petróleos Combustibles, reflejando el comportamiento de las cotizaciones

internacionales y para el Diesel y la Gasolina, relacionados a los reajustes apli-

cados a partir del mes de mayo del 15% y el 10%, respectivamente, además de los

reajustes trimestrales del Gas Natural importado, que contribuyen para corregir

los contratos de suministro de gas y a los mayores precios de la Energía Eléctrica

comercializada debido al accionamiento de emergencia de las centrales térmi-

cas al principio del año;

Superando los mayores gastos con importación de petróleo, derivados y gas »

(R$ 12.301 millones), participaciones gubernamentales (R$ 6.011 millones), trans-

portes marítimos y por ductos (R$ 553 millones) y productos no petrolíferos,

básicamente biodiesel (R$ 728 millones), compensados por los menores gastos con

materiales, servicios y depreciación (R$ 124 millones).

Aumento en los gastos operativos (R$ 2.927 millones), destacándose: ›Ventas (R$ 1.579 millones), debido al aumento de las ventas en los mercados inter- »

no y externo, reflejando el aumento de los fletes de navíos, así como la cotización

de los fletes en el mercado internacional (R$ 1.157 millones), incluyéndose el efecto

de la valorización del Dólar estadounidense en el año (32%) y mayor provisión para

créditos de liquidación dudosa (R$ 103 millones);

Generales y Administrativos (R$ 1.066 millones), debido al aumento de gastos con »

plantilla de personal causados por el aumento de la fuerza de trabajo y Acuerdos

Colectivos de Trabajo en el país (R$ 233 millones) y en el exterior (R$ 479 millones),

además de servicios de terceros en consultorías, auditorías y procesamiento de

datos, en el país (R$ 164 millones);

Costos de Exploración (R$ 1.084 millones), relativo a dar de baja pozos secos o sin »

viabilidad económica en el país (R$ 971 millones) debido al aumento continuo de

pozos perforados en los últimos años, reflejo de la intensificación del programa

de inversiones de la Compañía y al aumento del costo unitario de perforación de

pozos, motivada por la presión de la intensificación de la demanda de la industria

sobre los insumos;

Pérdida en la recuperación de activos de Exploración y Producción (R$ 479 millo- »

nes), reflejando el desplome en la cotización del petróleo;


7ANÁL ISIS F INANCIERO y EStAdOS CONtABLES 2008

Otros Gastos Operativos (R$ 148 millones), debido a pérdidas con desvalorización »

de existencias (R$ 1.381 millones), en función del desplome de los precios de las

commodities, compensado por el gasto extraordinario con el Plan Petros (R$ 1.050

millones) en 2007 y otras reducciones de gastos, tales como: Seguridad, Medio Am-

biente y Salud (SMS) y cargas y multas contractuales (R$ 106 millones).

Superando la reducción habida con gastos relativos a a:

Plan de Pensión y de Salud (R$ 1.068 millones), los gastos en 2007 estaban altos debi- ›do al costo de los compromisos asumidos en la repactuación del Plan Petros (R$ 697

millones); en 2007, además de la reducción, en 2008, del gasto actuarial en función del

buen resultado de los activos del Plan en 2007 (R$ 185 millones) y de la implantación

del beneficio farmacia en 2007 (R$ 97 millones);

Tributarios (R$ 355 millones), en virtud de la extinción de la CPMF, compensados por ›el aumento de la tasa del IOF a partir de enero de 2008 y por el aumento de los impues-

tos en el exterior, destacándose los incidentes sobre dividendos y contratos de mutuo.

Resultado Financeiro positivo (R$ 8.043 millones), en virtud de las ganancias con

variaciones cambiarias sobre los activos netos en Dólar, conforme se detalha a

continuación:

Mayor ganancia en el resultado de inversiones en participaciones societarias significati-

vas (R$ 66 millones), efecto de la variación cambiaria sobre la conversión de los Estados

Contables de las controladas en el exterior (R$ 1.315 millones), reflejo de la valorización del

Dólar en el año (32%) y ganancia por cambio de participación, debido a la reestructuración

societaria de Quattor Participações (R$ 409 millones), compensado por el desempeño de

las participaciones en el sector petroquímico (R$ 878 millones) y amortización de la plus-

valía (R$ 273 millones).

R$ mILLONES

ENE-dIC/2008 ENE-dIC/2007 VARIACIóN

Efecto Cambial sobre Endeudamiento Neto (1.315) (688) (627)

Variación Monetaria s/ financiaciones (321) (110) (211)

Gastos Financieros Netos (2.566) (1.805) (761)

Resultado financiero sobre endeudamiento neto (4.202) (2.603) (1.599)

Variación Cambial s/ Utilización de Recursos em el Exterior vía Controladas 6.418 (2.254) 8.672

Hedge sobre operaciones comerciales y financieras

Comercial 665 (410) 1.075

Financiero (22) (19) (3)

total Hedge 642 (429) 1.071

Títulos y Valores Mobiliarios 248 417 (169)

Otros gastos y ingresos financieros netos 584 941 (357)

Otras variaciones cambiales y monetarias netas 330 (95) 425

Resultado Financiero Neto - Ley 6.404/76 4.020 (4.023) 8.043

8

4 EFECtOS dE LA AdOPCIóN dE LA LEy 11.638/2007 y mEdIdA PROVISIONAL 449/2008

Después de los ajustes originados por la implantación de la Ley 11.638/07, detallados a

continuación, la ganancia neta del ejercicio de 2008 fue de R$ 32.988 millones en el Sistema

Petrobras (Consolidado) y R$ 36.470 millones en Petrobras (Controlante).

R$ mILLONES

CONSOLIdAdO CONtROLANtE

RESuLtAdOPAtRImONIO

NEtORESuLtAdO

PAtRImONIO NEtO

Saldo conforme estados contables al 31 diciembre de 2008: 32.988 138.365 36.470 144.051› En el ejercicio de 2008:

Subvención y asistencia gubernamentales (557) 76 (557) 76

Instrumentos financieros disponibles para venta (205) 201 (205) 131

Compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgos y control de bienes 740 740 740 740

Efectos de los cambios de las tasas de cambio y conversión de estados contables 635 451

Instrumentos financieros derivativos 314 314 (9) (9)

927 1.331 420 938

› Por la adopción inicial al 1º de enero de 2008, fecha de la transición:

Instrumentos financieros derivativos 49

Compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgos y control de bienes (1.387) (1.387)

(1.338) (1.387)

Saldos anteriores a la aplicación de la Ley 11.638/07 y medida Provisional 449/08 33.915 138.358 36.890 143.602

Descripción de las nuevas practicas contables.

Subvención y asistencia gubernamentalesa.

El Pronunciamiento 07,emitido por el Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC

define que los incentivos fiscales originados por donaciones o subvenciones guberna-

mentales para inversiones, recibidos a partir del 1º de enero de 2008, se reconozcan

como ingresos en el transcurso del período, confrontados con los gastos que pretenden

compensar en una base sistemática, aplicándose en Petrobras de la siguiente forma:

Subvenciones con reinversiones: en la misma proporción de la depreciación del bien; »

Subvenciones directas relacionadas a la ganancia de la exploración: directamente »

en el resultado.

Los valores apropiados en el resultado, en el año 2008, se destinarán a la Reserva de

Incentivos Fiscales.

Los saldos de las reservas de capital referentes a las donaciones y subvenciones

para inversión, al 31 de diciembre de 2007, se mantendrán en el patrimonio neto hasta

su total utilización, en la forma prevista por la Ley 6.404/76.

Instrumentos financierosb.

El CPC 14 establece principios para el reconocimiento y medición de activos y pasivos

financieros y de algunos contratos de compra y venta de ítems no financieros y para la

divulgación de instrumentos financieros derivativos.

Con la adopción del CPC 14 las operaciones de hedge de flujo de efectivo pasaron a re-

gistrarse en el balance general por su valor justo, cuando se califican como hedge efectivo

con efectos en el patrimonio neto y posterior reclasificación para el resultado, cuando la



transacción objeto de hedge tenga impacto sobre el resultado. Anteriormente esas opera-

ciones se registraban en el resultado, por ocasión de su liquidación financiera.

Los instrumentos financieros derivativos, utilizados para protección de las varia-

ciones en los precios de petróleo y productos derivados pasaron a ser marcados a mer-

cado en el transcurso de sus períodos de vigencia, causando impactos en el resultado

financiero. Anteriormente, esos ajustes se registraban en el resultado, por ocasión de

su liquidación financiera. El ajuste a valor de mercado de los títulos mobiliarios cla-

sificados como disponibles para la venta pasaron a registrarse en el patrimonio neto

hasta su liquidación, cuando se transferirá al resultado. Anteriormente, esos ajustes

causaban impacto sobre el resultado del ejercicio.

Contratos con transferencia de beneficios, riesgos y control de bienesc.

El CPC 06 establece procedimiento de registro contable y de divulgación de tran-

sacciones en las que existan compromisos contractuales con o sin transferencia de

beneficios, riesgos y control de bienes.

La Compañía pasó a registrar en su activo inmovilizado por el valor justo, o si fue-

ra inferior, por el valor presente de los pagos mínimos del contrato, los derechos que

tengan como objeto bienes tangibles destinados al mantenimiento de las actividades

de la Compañía consecuencia de operaciones que transfirieron los beneficios, riesgos

y controles de esos bienes, así como su obligación relacionada.

Anteriormente, esas operaciones eran tratadas como costo/gasto con fletes, alqui-

ler o prestación de servicios.

Efectos de los cambios en las tasas de cambio y conversión de d.

estados contables

El CPC 02 establece criterios para definición de la moneda funcional y como convertir los estados

contables de controladas, coligadas y sucursales con moneda funcional diferente de la moneda

funcional de la controlante. La adopción del CPC 02 alteró los procedimientos siguientes:

Las variaciones cambiarias de las inversiones en controladas y coligadas con moneda »

funcional diferente de la controlante pasaron a registrarse en el patrimonio neto, como

ajuste acumulado de conversión, siendo transferidas al resultado en el momento de rea-

lización de las inversiones. Hasta el ejercicio de 2007 esa variación cambiaria afectaba el

resultado del ejercicio como ganancias o pérdidas de equivalencia patrimonial.

El estado de resultados de las empresas en las que se tiene participación, en ambiente »

estable, con moneda funcional diferente de la controlante, pasó a convertirse a la tasa de

cambio promedio mensual y los demás ítems del patrimonio neto pasaron a convertirse

por la tasa histórica. Anteriormente, se utilizaba la tasa de cambio del final del ejercicio

para la conversión de esos ítems.

En lo que se refiere a la adecuación de la moneda funcional, después de análisis inter-

nos, se mantuvo el entendimiento actual, es decir: la moneda funcional de Petrobras,

así como la de todas sus controladas brasileñas, es el Real (R$). La moneda funcional

de algunas controladas y sociedades de propósito específico (SPE) que actúan en am-

biente económico internacional es el Dólar estadounidense y la moneda funcional de

“Petrobras Energía Participaciones S.A.” - PEPSA es el peso argentino.

Además de los efectos presentados anteriormente, la Ley 11.638/07 incluye otras alteracio-

nes que no causan impacto en el resultado y en el patrimonio neto de las empresas del Sistema

Petrobras y que se discriminan en las Notas Explicativas a los Estados Contables, en anexo.

10

5 RESuLtAdO POR EmPRESA

RESuLtAdO POR EmPRESAR$ mILLONES

2008LEy 11.638

2007

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras - Controlante 36.470 22.029

Petrobras Química S.A. – Petroquisa - Consolidado (478) 149

Petrobras Distribuidora S.A. – Consolidado 1.317 839

Petrobras Gás S.A. – Gaspetro – Consolidado 750 303

Downstream Participações S.A. – Consolidado (996) 86

Petrobras Transporte S.A. – Transpetro – Consolidado 381 343

Petrobras International Finance Company – PifCo – Consolidado (1.289) (22)

Petrobras International S.A. – PIB BV – Consolidado (2.617) (1.838)

Braspetro Oil Service Company – Brasoil – Consolidado 41 (44)

Braspetro Oil Company – BOC – Consolidado 144 14

Petrobras Netherlands B.V. – PNBV – Consolidado 1.294 651

Petrobras Comercializadora de Energia Ltda 46 (23)

Petrobras Negócios Eletrônicos – E-Petro – Consolidado 3 3

FIDC NP do Sistema Petrobras* 1.312

5283 (114) (488)

Termelétricas** 446 (92)

Fafen Energia (3) 12

FII RB Logística (73) 18

Refinaria Ipiranga S.A. - RPI (Consolidación proporcional a partir de jun/2007) (10)

IASA 10

17 de Maio Participações 44

SPE*** (672) 984

Menos: Eliminacione sy ajustes (4.425) (184)

Participação dos acionistas não controladores 1.407 (1.228)

32.988 21.512

* Consolidada hasta marzo/2008 en la línea de sPEs.

** UTE Norte Fluminense, UTE Nova Piratininga, Termorio, Termobahia, soc.Fluminense de Energia - sFE, Termoceará, Ibiritermo, Termomacaé, UTE Juiz de Fora, Baixada santista, Brasil PCH, Breitener e Brasympe.

*** Cia Petrolífera Marlim - CPM, Novamarlim Petróleo, Cayman Cabiunas Invest., Barracuda e Caratinga Leasing Company, Albacora Japão Petróleo, Cia. de Recuperação secundária - CRsec, Nova Transportadora do sudeste, Nova Transportadora do Nordeste e Cia.Locadora de Equipamentos Petrolíferos - Clep.



6 VOLumEN dE VENtASEl volumen de ventas en el mercado interno fue el 5% superior al del ejercicio de 2007, con

destaque para el diesel, la gasolina, el QAV y el gas natural. El aumento del 6% en las ventas

de diesel refleja el aumento del PIB, el funcionamiento de térmicas de emergencia movidas

a diesel, la inversión en obras de infraestructura, minería y construcción civil, además de la

reducción de la producción e importación de otros players. El aumento del 4% en las ventas

de gasolina fue influenciado por el aumento en el consumo de las familias y la menor partici-

pación de otros players. El aumento del 7% en las ventas de QAV es consecuencia de la expan-

sión del turismo y de la entrada de nuevas aeronaves y nuevas rutas, aumentando la oferta

de vuelos. El aumento del 26% en las ventas de gas natural es consecuencia de las ventas de

gas no térmico para las distribuidoras en el Estado de São Paulo y al aumento del 150% de

las ventas para el mercado térmico, motivada por la mayor oferta de gas, principalmente en

función del aumento de la producción del campo de Manati en el litoral del Estado de Bahia

y de la entrada en operación de los gasoductos Cabiúnas-Vitória y Vitória-Cacimbas.

Las ventas internacionales fueron el 6% inferiores en relación a 2007, debido a paradas para

mantenimiento en la refinería de Pasadena, de la venta de las refinerías de Bolivia en 2007, re-

ducción de la producción en EE.UU. (pérdida de presión en Cottonwood y el huracán Ike) y Ar-

gentina (campos maduros) y reducción de los volúmenes vendidos de petróleo y gas en Bolivia

con los nuevos contratos de operación, atenuados por la consolidación de las ventas de la Refi-

nería de Japón, a partir del 2T-2008 y por el inicio de la producción en Nigeria en el 3T-2008.

VOLumEN dE VENtAS mERCAdO INtERNO 2008(2.146 MIL BARRILEs/DIA)

Alcoholes, Nitrogenados, Biodiesel y outros

4%

QAV

3%

Gas Natural

15%

otros Derivados

7%

GLP

10%

Nafta

7%

Petróleo Combustible

5%

Gasolina

15%

Diesel

34%

12

7 EXIStENCIASLas existencias consolidadas de petróleo, derivados, materias primas y alcoholes

ascendieron a R$ 20.122 millones, el 14% superiores a las de 31.12.2007. En función de la

reducción de los precios de las commodities, fueron formadas provisiones para la reduc-

ción al valor de mercado que , a lo largo de 2008 totalizaron R$ 1.271 millones.

EXIStENCIAS - CONSOLIdAdO - 31.12.2008(R$ MILLoNEs) LEy 11.638/07

8.363

5.587

5.017

1.314

Derivados suministros para mantenimiento*

* INCLUyE ADELANTo A PRoVEEDoREs

otros Materia prima

EXIStENCIAS - CONSOLIdAdO - 31.12.2007(R$ MILLoNEs)

8.132

4.824

4.179

701

Derivados suministros para mantenimiento*

* INCLUyE ADELANTo A PRoVEEDoREs

otros Materia prima



8 ENdEudAmIENtOEl endeudamiento referente a préstamos y financiaciones en el país y en el exterior ascen-

dió a R$ R$ 64.713 millones, conforme se demuestra a continuación:

R$ mILLONES

31.12.2008 LEy 11.638

31.12.2007 ∆%

Endeudamiento Corto Plazo (1) 13.859 8.960 55

Endeudamiento Largo Plazo (1) 50.854 30.781 65

Total 64.713 39.741 63

Disponibilidades 15.889 13.071 22

Endeudamiento neto (2) 48.824 26.670 83

Endeudamiento neto/(Endeudamiento neto+Patrimonio neto) (1) 26% 19% 7

Pasivo total neto (1) (3) 277.665 219.590 26

Estructura de capital(capital de terceros neto / pasivo total neto)

50% 48% 2

(1) Inclui compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgos y controles de bienes.

(2) Endeudamiento Total – Disponibilidades.

(3) Pasivo total neto de efectivo en caja/inversiones financieras.

uS$ mILLONES

31.12.2008 LEy 11.638

31.12.2007 ∆%

Endeudamiento Corto Plazo (1) 5.930 5.058 17

Endeudamiento Largo Plazo (1) 21.760 17.378 25

Total 27.691 22.436 23

El endeudamiento neto del Sistema Petrobras aumentó el 83% en relación a 2007, debido

a la devaluación del Real en el ejercicio, además de captaciones en los mercados interno y

externo, asociado al uso de recursos con programa intensivo de inversiones.

El nivel de endeudamiento, medido a través del índice de la deuda neta /EBITDA au-

mentó de 0,53 al 31.12.2007 para 0,85 al 31.12.2008. La estructura de capital está repre-

sentada por el 50% de participación de capitales de terceros, un aumento de 2 puntos

porcentuales en comparación al 31.12.2007.

14

ENdEudAmIENtO BRutO(R$ MILLoNEs)

Disponibilidades Endeudamiento neto

64.

713

31.12.2008

15.8

894

8.82

4

hasta el 6% Del 6 al 8% Del 8 al 10%

Del 10 al 12% otras

ABERtuRA POR tASA

49%

12%

17%

20%

2%

Dólar yenes

otras Reales

ABERtuRA POR mONEdA

61%

6%

32%

1%

“Notes” Debentures BNDEs

otros Instituciones

Financieras

ABERtuRA POR CAtEGORIA

35%

7%

26%

15%17%

Fluctuantes Fijas

ABERtuRA POR tIPO dE tASA

58%

42%

ABERtuRA POR FEChA dE VENCImENtO

2010 2011 2012

2013 2014 Después de 2014

36%

22%

15%

12%7%8%

ENdEudAmIENtO BRutO tOtAL - 31.12.2008

Financiaciones a Largo Prazo Compromissos Contractuales LP

Financiación Corto Plazo Compromisos Contractuales CP

77%

1%

21%

1%

39.7

41

31.12.2007

13.0

7126

.670

8 ENdEudAmIENtO - (CONt.)



9 REtORNO OPERAtIVO SOBRE EL CAPItAL EmPLEAdO (ROCE) y RENtABILIdAd dEL PAtRImONIO NEtO (ROE)

El retorno del Capital Empleado aumentó 1 punto porcentual en relación a dic/2008, debido

al aumento de la rentabilidad ya comentado, superando el aumento del capital empleado,

por captación de nuevas financiaciones y variación cambiaria sobre el endeudamiento.

A su vez, el Retorno sobre el Patrimonio Neto aumentó 6 puntos porcentuales, debido

al aumento de los ingresos y al mejor resultado financiero.

La definición de los valores provisionados por empresa, tienen por base las disposi-

ciones constantes en los Oficios 31/2008/SE/MME, del 09 de enero de 2008, y el Oficio

694/2007/MP/SE/DEST, del 31 de diciembre de 2007, que definen la aplicación del por-

centaje del 4,17% sobre las ganancias netas consolidadas antes de las participaciones de

los empleados y administradores y de la participación de los accionistas no controlantes,

observándose la legislación en vigor.

La participación de los administradores en las ganancias o resultados será objeto

de deliberación por la Asamblea General Ordinaria el 08 de abril de 2009, en la forma

dispuesta por los artículos 41 y 56 del Estatuto Social de la Compañía y por las normas

federales específicas.

PERíOdO ROCE ROE

Ejercicio 2006 23% 28%

Ejercicio 2007 18% 20%

Ejercicio 2008 - Ley 6.404 19% 26%

Ejercicio 2008 - Ley 11.638 19% 25%

16

RESERVA dE GANANCIAS - INCENtIVOS FISCALES - SudENESe constituye mediante el destino de una parte de las ganancias correspondiente a los in-

centivos fiscales, originados por donaciones o subvenciones gubernamentales, apropiada

en el resultado del ejercicio en conformidad con el artículo 195-A de la Ley de las Socieda-

des por Acciones, incluido por la Ley 11.638/07, a partir de 1º de enero de 2008.

En 2008, se apropió en el resultado el valor de R$ 557 millones referente al incentivo

para subvención de inversiones en el Nordeste, en el ámbito de la Superintendencia de De-

sarrollo del Nordeste (SUDENE), y se propone la retención de esta parte de las ganancias

en reserva de incentivos fiscales.

PROPuEStA dE REtENCIóN dE GANANCIASEn la Asamblea General de Accionistas que se realizará el 08.04.2009, se propone una reten-

ción de ganancias por un monto de R$ 25.217 millones, siendo la parte de R$ 23.779 millones

provenientes de las ganancias del ejercicio de 2008 y R$ 1.438 millones del saldo restante

de ganancias originadas en ejercicios anteriores que se destina a atender parcialmente el

programa anual de inversiones de la Compañía, establecido en el Presupuesto de Capital del

ejercicio de 2009, que también se deliberará en la Asamblea General de Accionistas.

10 PAtRImONIO NEtO, dEStINO dEL RESuLtAdO y dIVIdENdOS

Al 31 de diciembre de 2008, después de los ajustes de la Ley 11.638/07, el Patrimonio Neto

de Petrobras (Controlante) ascendia al monto de R$ 144.051 millones, correspondiente a

R$ 16,41 por acción.

El valor de mercado de la Compañía ascendió a R$ 223.991 millones.

ASIGNACIóN dE RESuLtAdO dE EjERCíCIOPara las ganancias netas de la Controlante, por un monto de R$ 36.470 millones, se propo-

nen los siguientes destinos:

R$ mILLONES

Ganancia neta del ejercicio 36.470

Destinos

› Para Reservas:

Reserva Legal (art. 193 de la Ley 6.404/76) constituida en razón del 5% de la ganancia neta

1.824

Reserva Estatutaria(art. 194 de la ley 6.404/76) 395

Reserva de Incentivos Fiscales (art.195 - Ley 6.404/76)

557

Reteción de ganancias (art.196 de la Ley 6.404/76) 23.779 26.555

› Para Reservas:

Intereses sobre el capital propio 7.019

Dividendos 2.896 9.915



EStAdO dE LA GANANCIA BASICA dE LA CONtROLANtE PARA FINES dE dIVIdENdOS

R$ mILLONES

Ganancia neta del ejercicio 36.470

Apropiación:

Reserva Legal (art. 193 de la Ley 6.404/76) (1.824)

Reserva de incentivos fiscales (557)

(+) Reversiones/adiciones

Reserva de reevaluación 51

(=) Ganancia básica para determinación del dividendo 34.140

Dividendos propuestos equivalentes al 29,04 % de la ganancia básica - R$ 1,13 por acción, compuesto de

Intereses sobre el capital propio 7.019

Dividendos 2.896

Total de Dividendos propuestos 9.915

REmuNERACIóN A LOS ACCIONIStASEl Consejo de Administración de Petrobras, con base en disposiciones estatutarias, pro-

pone a la Asamblea General Ordinaria del día 08.04.2009, la distribución de un dividendo

relativo al ejercicio de 2008, por un monto de R$ 9.915 millones, correspondiente al 29,04%

de la ganancia básica para fines de dividendo equivalente a R$ 1,13 por acción ordinaria y

preferida, indistintamente, según se demuestra a continuación:

Los dividendos propuestos para el ejercicio de 2008, incluyen la parte de los intereses sobre

el capital propio, por un monto de R$ 7.019 millones (R$ 0,80 por acción), que se pondrá

a disposición con base en la posición accionaria del 26 de diciembre de 2008, sujetos a la

retención del impuesto sobre la renta en la fuente del 15% excepto para los accionistas in-

munes y exentos. La parte de los dividendos, por un valor de R$ 2.896 millones se pondrá

a disposición con base en la posición accionaria del 08 de abril de 2009, fecha de la AGO,

que deliberará sobre el asunto.

Esos valores se actualizarán monetariamente, a partir del 31.12.2008 hasta la fecha del

comienzo del pago que se definirá en AGO, de acuerdo con la variación de la tasa SELIC.

18

ESTADOS CONTABLES

INFORmE dE LOS AudItORES INdEPENdIENtESAl

Consejo de Administración y a los Accionistas de

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

Rio de Janeiro - RJ

Hemos examinado el balance general de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (“Compa-1.

ñía”) y el balance general consolidado de esa Compañía y sus controladas, al 31 de di-

ciembre de 2008, y los respectivos estados de resultado, de la evolución del patrimonio

neto, de los flujos de efectivo y del valor agregado correspondientes al ejercicio finali-

zado en esa fecha, elaborados bajo la responsabilidad de su Administración. Nuestra

responsabilidad es la de emitir una opinión sobre los mencionados estados contables.

Nuestro examen fue practicada de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en 2.

Brasil y comprendió: a) la planificación de los trabajos, considerando la relevancia de

los saldos, el volumen de transacciones y los sistemas contable y de controles internos

de la Compañía y sus controladas; b) la constatación con base en tests, de las eviden-

cias y registros que respaldan los valores y las informaciones contables divulgadas; y

c) la evaluación de las prácticas y estimaciones contables más representativas adopta-

das por la Administración de la Compañía y sus controladas, así como de la presenta-

ción de los estados contables tomados en su conjunto.

En nuestra opinión, los estados contables mencionados anteriormente representan 3.

adecuadamente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial y fi-

nanciera de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y la situación patrimonial y financiera

consolidada de esa Compañía y sus controladas al 31 de diciembre de 2008, el resulta-

do de sus operaciones, la evolución de su patrimonio neto, sus flujos de efectivo y los

valores agregados en las operaciones referentes al ejercicio finalizado en esa fecha, de

acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil.

Nuestro examen fue conducida con el fin de formar una opinión sobre los estados 4.

contables mencionados anteriormente, tomados en conjunto. Los estados de segmen-

tación de negocios y del balance social, referentes al ejercicio finalizado al 31 de di-

ciembre de 2008 representan informaciones complementarias a los estados contables,

no son exigidos por las prácticas contables adoptadas en Brasil y están siendo pre-

sentados para ofrecer un análisis adicional. Dichas informaciones complementarias

fueron sometidas a los mismos procedimientos de auditoría aplicados a los estados

EStAdOS CONtABLES


contables y, en nuestra opinión, están presentadas, adecuadamente, en todos sus as-

pectos significativos respecto a los estados contables referidos en el primer párrafo,

tomadas en conjunto.

Anteriormente, los estados contables de la Compañía y los estados contables conso-5.

lidados de la Compañía y sus controladas, referentes al ejercicio finalizado el 31 de

diciembre de 2007, incluyendo el balance general, los estados de resultados, de la

evolución del patrimonio neto y los orígenes y aplicaciones de fondos de ese ejercicio,

además de las informaciones complementarias incluyendo los estados de los flujos

de efectivo, del valor agregado, de la segmentación de negocios y del balance social,

fueron examinados por nosotros que, sobre ellos, emitimos un parecer sin salvedades,

con fecha del 3 de marzo de 2008. Conforme mencionado en la Nota Explicativa nº

3, las prácticas contables adoptadas en Brasil se alteraron a partir del 1º de enero de

2008. Los estados contables referentes al ejercicio encerrado el 31 de diciembre de

2007, presentados de forma conjunta con los estados contables de 2008, se elaboraron

de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil en vigor hasta el 31 de

diciembre de 2007 y, conforme permitido por el Pronunciamiento Técnico CPC 13 –

Adopción Inicial de la Ley nº 11.638/07 y de la Medida Provisional No. 449/08, no se

reapresentan con los ajustes para fines de comparación entre los ejercicios. Adicio-

nalmente, de acuerdo con la Ley n° 11.638/07 el estado de orígenes y aplicaciones de

fondos, presentado en los estados contables al 31 de diciembre de 2007, se sustituyó

por el estado de los flujos de efectivo.

Rio de Janeiro, 6 de marzo de 2009.

KPMG Auditores Independentes

CRC-SP-14.428/O-6-F-RJ

Manuel Fernandes Rodrigues de Sousa

Contador CRC-RJ-052.428/O-2

20

ACtIVO NOtACONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 2007 2008 2007

Corriente

Efectivo y equivalentes al efectivo 5 15.888.596 13.070.849 11.268.314 7.847.949

Títulos y valores mobiliarios 10 288.751 589.788

Cuentas por cobrar, netas 6 14.903.732 11.328.967 17.370.050 12.036.476

Dividendos por cobrar 7.1 20.101 80.596 987.986 668.501

Existencias 8 19.977.171 17.599.001 13.847.969 12.800.138

Impuestos, contribuciones y participaciones 20.1 9.641.247 7.781.536 6.273.161 5.125.217

Gastos anticipados 1.393.879 1.429.829 1.078.815 1.095.815

Otros activos corrientes 1.461.801 1.493.200 430.312 579.999

63.575.278 53.373.766 51.256.607 40.154.095

No corriente

Realizable a largo plazo

Cuentas por cobrar, netas 6 1.326.522 2.901.902 91.626.391 48.203.621

Cuenta Petróleo y Alcohol - STN 9 809.673 797.851 809.673 797.851

Títulos y valores mobiliarios 10 4.066.280 3.922.370 3.597.762 3.386.999

Proyectos estructurados 11.2 2.039.293 1.503.713

Depósitos judiciales 12 1.853.092 1.693.495 1.542.378 1.445.658

Gastos anticipados 1.400.072 1.514.301 444.904 809.332

Adelanto para plan de pensión 21 1.296.810 1.296.810

Impuestos y contribución social diferidos 20.3 10.238.308 8.333.490 6.614.741 5.557.483

Existencias 8 303.929 236.753 303.929 236.753

Otros activos realizables a largo plazo 1.256.967 1.325.865 640.177 711.399

21.254.843 22.022.837 107.619.248 63.949.619

Inversiones 13 5.106.495 7.822.074 28.306.947 26.068.789

Bienes de uso 14 190.754.167 139.940.726 119.207.092 77.252.144

Intangible 15 8.003.213 5.532.053 3.781.716 3.074.677

diferido 3.469.846 2.536.344 839.257 733.686

228.588.564 177.854.034 259.754.260 171.078.915

292.163.842 231.227.800 311.010.867 211.233.010

Las notas explicativas forman parte integrante de los estados contables.

BALANCE GENERALEjercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008 y 2007 (En miles de reales)

EStAdOS CONtABLES


PASIVO NOtACONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 2007 2008 2007

Corriente

Financiaciones 16 12.451.137 7.853.781 2.276.822 625.922

Intereses sobre financiaciones 16 823.330 647.449 229.334 122.596

Compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgos y controles de bienes

17 585.045 5.052.563

Proveedores 17.027.579 13.791.198 72.032.402 36.456.554

Impuestos, contribuciones y participaciones 20.2 12.741.382 10.006.272 10.537.882 8.493.492

Dividendos propuestos 24 9.914.707 6.580.557 9.914.707 6.580.557

Proyectos estructurados 11.4 188.858 41.470 401.148 408.234

Plan de pensión 21 627.988 424.259 579.051 386.091

Plan de salud 21 523.714 455.736 493.221 429.666

Sueldos, vacaciones y cargas 2.016.430 1.688.960 1.561.017 1.375.912

Provisión para contingencias 25 54.000 54.000 54.000 54.000

Adelanto de clientes 666.107 493.217 298.032 120.326

Provisión para participaciones de empleados y administradores

1.344.526 1.011.914 1.138.078 844.412

Ingresos diferidos 5.929

Otras cuentas y gastos por pagar 3.586.429 4.506.198 7.130.338 4.488.096

62.557.161 47.555.011 111.698.595 60.385.858

No corriente

Financiaciones 16 50.049.441 29.806.589 11.456.564 4.811.988


17 804.998 12.701.708

Subsidiarias, controladas y coligadas 7.2 49.289 94.664 1.100.528 2.374.256

Impuestos y contribución social diferidos 20.4 13.165.132 10.418.754 10.821.894 8.433.677

Plan de pensión 21 3.475.581 4.520.145 2.966.084 4.138.672

Plan de salud 21 10.296.679 9.272.183 9.510.037 8.554.276

Provisión para contingencias 25 890.326 613.969 203.285 208.415

Provisión para desmantelamiento de áreas 4.8 6.581.618 6.132.359 5.975.787 5.854.072

Ingresos diferidos 1.292.906 1.391.788 76.574

Otras cuentas y gastos por pagar 1.982.355 1.262.114 448.672 459.561

88.588.325 63.512.565 55.261.133 34.834.917Participación de los accionistas no controlantes

2.653.074 6.306.097

Patrimonio neto 23

Capital integrado 78.966.691 52.644.460 78.966.691 52.644.460

Reservas de capital 514.857 1.553.831 514.857 1.553.831

Reservas de reevaluación 10.284 61.520 10.284 61.520

Reservas de ganancias 58.643.049 59.594.316 64.442.783 61.752.424

Ajustes de evaluación patrimonial (405.863) (336.180)

Ajustes acumulados de conversión 636.264 452.704

138.365.282 113.854.127 144.051.139 116.012.235

292.163.842 231.227.800 311.010.867 211.233.010

22

EStAdO dE RESuLtAdOEjercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008 y 2007 (En miles de reales, excepto la ganancia neta por acción del capital social integrado)

EStAdO dE RESuLtAdO NOtACONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 2007 2008 2007

Ingresos operativos brutos

Ventas

Productos 266.217.208 218.050.202 207.484.566 169.965.711

Servicios, principalmente fletes 276.872 203.972 505.883 279.243

266.494.080 218.254.174 207.990.449 170.244.954

Impuestos sobre ventas (51.375.544) (47.676.449) (46.280.943) (43.477.953)

Ingresos operativos netos 215.118.536 170.577.725 161.709.506 126.767.001

Costo de los productos y servicios vendidos (141.623.359) (104.398.043) (97.343.992) (70.444.686)

Ganancia bruta 73.495.177 66.179.682 64.365.514 56.322.315

Ingresos (Gastos) operativos

Ventas (7.162.264) (6.059.734) (6.325.507) (5.314.132)

Financieros

Gastos 18 (4.193.135) (3.292.002) (7.050.686) (3.096.677)

Ingresos 18 3.494.430 2.417.659 5.991.531 4.662.159

Variaciones monetarias y cambiarias netas 18 3.827.489 (3.146.547) 8.256.134 (4.713.938)

Generales y administrativas

Honorarios del directorio y del consejo de administración (35.792) (29.259) (5.153) (4.034)

De administración (7.211.566) (6.398.633) (5.012.193) (4.484.176)

Impuestos (862.766) (1.255.511) (425.978) (717.092)

Costos con investigaciones y desarrollo tecnológico (1.705.572) (1.712.338) (1.690.702) (1.700.342)

Pérdida en la recuperación de activos (933.088) (446.129) (602.675) (45.248)

Costos de explotación para la extracción de petróleo y gas (3.494.258) (2.569.724) (2.550.569) (1.211.923)

Planes de pensión y de salud 21 (1.427.395) (2.494.510) (1.343.773) (2.359.108)

Otros ingresos y gastos operativos netos 18 (4.712.243) (5.188.393) (3.366.678) (4.611.454)

(24.416.160) (30.175.121) (14.126.249) (23.595.965)

Participaciones en subsidiarias y coligadas

Resultado de participaciones en inversiones 13 (874.218) (465.274) 2.252.380 (643.379)

Ganancia operativa antes de la contribución social, del impuesto sobre la renta, de las participaciones de los empleados y administradores y de la participación de los accionistas no controlantes

48.204.799 35.539.287 52.491.645 32.082.971

Contribución social 20.5 (4.169.529) (2.876.775) (3.995.909) (2.492.591)

Impuesto sobre la renta 20.5 (11.792.449) (8.395.983) (10.888.109) (6.717.277)

Ganancia antes de las participaciones de empleados y administradores y de la participación de los accionistas no controlantes 32.242.821 24.266.529 37.607.627 22.873.103

Participaciones de los empleados y administradores 22 (1.344.526) (1.011.914) (1.138.078) (844.412)

Ganancia antes de la participación de los accionistas no controlantes 30.898.295 23.254.615 36.469.549 22.028.691

Participación de los accionistas no controlantes 2.089.497 (1.742.826)

Ganancia neta del ejercicio 32.987.792 21.511.789 36.469.549 22.028.691

Ganancia neta por acción de capital social integrado al cierre del ejercicio - R$ 3,76 4,90 4,16 5,02


EStAdOS CONtABLES


EStAdO dE RESuLtAdO NOtACONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 2007 2008 2007


Ventas

Productos 266.217.208 218.050.202 207.484.566 169.965.711

Servicios, principalmente fletes 276.872 203.972 505.883 279.243

266.494.080 218.254.174 207.990.449 170.244.954

Impuestos sobre ventas (51.375.544) (47.676.449) (46.280.943) (43.477.953)

Ingresos operativos netos 215.118.536 170.577.725 161.709.506 126.767.001

Costo de los productos y servicios vendidos (141.623.359) (104.398.043) (97.343.992) (70.444.686)

Ganancia bruta 73.495.177 66.179.682 64.365.514 56.322.315

Ingresos (Gastos) operativos

Ventas (7.162.264) (6.059.734) (6.325.507) (5.314.132)

Financieros

Gastos 18 (4.193.135) (3.292.002) (7.050.686) (3.096.677)

Ingresos 18 3.494.430 2.417.659 5.991.531 4.662.159

Variaciones monetarias y cambiarias netas 18 3.827.489 (3.146.547) 8.256.134 (4.713.938)


Honorarios del directorio y del consejo de administración (35.792) (29.259) (5.153) (4.034)

De administración (7.211.566) (6.398.633) (5.012.193) (4.484.176)

Impuestos (862.766) (1.255.511) (425.978) (717.092)

Costos con investigaciones y desarrollo tecnológico (1.705.572) (1.712.338) (1.690.702) (1.700.342)

Pérdida en la recuperación de activos (933.088) (446.129) (602.675) (45.248)

Costos de explotación para la extracción de petróleo y gas (3.494.258) (2.569.724) (2.550.569) (1.211.923)

Planes de pensión y de salud 21 (1.427.395) (2.494.510) (1.343.773) (2.359.108)

Otros ingresos y gastos operativos netos 18 (4.712.243) (5.188.393) (3.366.678) (4.611.454)

(24.416.160) (30.175.121) (14.126.249) (23.595.965)


Resultado de participaciones en inversiones 13 (874.218) (465.274) 2.252.380 (643.379)

Ganancia operativa antes de la contribución social, del impuesto sobre la renta, de las participaciones de los empleados y administradores y de la participación de los accionistas no controlantes

48.204.799 35.539.287 52.491.645 32.082.971

Contribución social 20.5 (4.169.529) (2.876.775) (3.995.909) (2.492.591)

Impuesto sobre la renta 20.5 (11.792.449) (8.395.983) (10.888.109) (6.717.277)

Ganancia antes de las participaciones de empleados y administradores y de la participación de los accionistas no controlantes 32.242.821 24.266.529 37.607.627 22.873.103

Participaciones de los empleados y administradores 22 (1.344.526) (1.011.914) (1.138.078) (844.412)

Ganancia antes de la participación de los accionistas no controlantes 30.898.295 23.254.615 36.469.549 22.028.691

Participación de los accionistas no controlantes 2.089.497 (1.742.826)


Ganancia neta por acción de capital social integrado al cierre del ejercicio - R$ 3,76 4,90 4,16 5,02


24

EStAdO dE EVOLuCIóN dEL PAtRImONIO NEtOCAPItAL SOCIAL

SuBSCRItO EINtEGRAdO

RESERVAS dE CAPItALRESERVA dE

REEVALuACIóN

RESERVAS dE GANANCIAS AjuStES dE EVALuACIóN

PAtRImONIAL

AjuStES ACumuLAdOS dE

CONVERSIóN

GANANCIASACumuLAdAS

tOtAL dELPAtRImONIO

NEtOSuBVENCIONES

AFRmmINCENtIVOS FISCALES LEGAL EStAtutARIA

INCENtIVOS FISCALES

REtENCIóN dE GANANCIAS

Al 1º de enero de 2007 48.263.983 158.298 213.766 66.423 6.511.073 1.249.439 42.919.352 99.382.334

Aumento de capital el 02 de abril de 2007 4.380.477 (1.008.119) (3.372.358)

Recursos provenientes del AFRMM 10.844 10.844

Incentivos fiscales SUDENE 1.170.923 1.170.923

Realización de reserva (4.903) 4.903

Ganancia neta del ejercicio 22.028.691 22.028.691

Aplicaciones:

Apropiaciones en reservas 1.101.435 263.222 14.088.380 (15.453.037)

Dividendos propuestos (6.580.557) (6.580.557)

Al 31 de diciembre de 2007 52.644.460 169.142 1.384.689 61.520 7.612.508 504.542 53.635.374 116.012.235

Ajuste de ejercicio anteriores - Adopción de la ley 11.638/07

1.386.691 1.386.691

Aumento de capital en 04 de abril de 2008 26.322.231 (169.142) (850.679) (25.302.410)

Ajuste de incentivos fiscales SUDENE (19.153) (19.153)

Ajuste de conversión 452.704 452.704


Ganancias o pérdidas no realizadas en inversiones (336.180) (336.180)

disponibles para venta 36.469.549 36.469.549

Ganancia neta del ejercicio

Aplicaciones: 1.823.477 394.834 557.185 23.779.347 (26.554.843)

Apropriaciones de la ganancia neta en reservas (9.914.707) (9.914.707)

Dividendos propuestos 1.437.926 (1.437.926)

Retención de ganancias 78.966.691 514.857 10.284 9.435.985 899.376 557.185 53.550.237 (336.180) 452.704 144.051.139

Al 31 de diciembre de 2008 78.966.691 514.857 10.284 64.442.783 (336.180) 452.704 144.051.139


EStAdO dE EVOLuCIóN dEL PAtRImONIO NEtOEjercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008 y 2007 (En miles de reales)

EStAdOS CONtABLES


EStAdO dE EVOLuCIóN dEL PAtRImONIO NEtOCAPItAL SOCIAL

SuBSCRItO EINtEGRAdO

RESERVAS dE CAPItALRESERVA dE

REEVALuACIóN

RESERVAS dE GANANCIAS AjuStES dE EVALuACIóN

PAtRImONIAL

AjuStES ACumuLAdOS dE

CONVERSIóN

GANANCIASACumuLAdAS

tOtAL dELPAtRImONIO

NEtOSuBVENCIONES

AFRmmINCENtIVOS FISCALES LEGAL EStAtutARIA

INCENtIVOS FISCALES

REtENCIóN dE GANANCIAS

Al 1º de enero de 2007 48.263.983 158.298 213.766 66.423 6.511.073 1.249.439 42.919.352 99.382.334

Aumento de capital el 02 de abril de 2007 4.380.477 (1.008.119) (3.372.358)

Recursos provenientes del AFRMM 10.844 10.844

Incentivos fiscales SUDENE 1.170.923 1.170.923


Ganancia neta del ejercicio 22.028.691 22.028.691

Aplicaciones:

Apropiaciones en reservas 1.101.435 263.222 14.088.380 (15.453.037)

Dividendos propuestos (6.580.557) (6.580.557)

Al 31 de diciembre de 2007 52.644.460 169.142 1.384.689 61.520 7.612.508 504.542 53.635.374 116.012.235

Ajuste de ejercicio anteriores - Adopción de la ley 11.638/07

1.386.691 1.386.691

Aumento de capital en 04 de abril de 2008 26.322.231 (169.142) (850.679) (25.302.410)

Ajuste de incentivos fiscales SUDENE (19.153) (19.153)

Ajuste de conversión 452.704 452.704


Ganancias o pérdidas no realizadas en inversiones (336.180) (336.180)

disponibles para venta 36.469.549 36.469.549

Ganancia neta del ejercicio

Aplicaciones: 1.823.477 394.834 557.185 23.779.347 (26.554.843)

Apropriaciones de la ganancia neta en reservas (9.914.707) (9.914.707)

Dividendos propuestos 1.437.926 (1.437.926)

Retención de ganancias 78.966.691 514.857 10.284 9.435.985 899.376 557.185 53.550.237 (336.180) 452.704 144.051.139

Al 31 de diciembre de 2008 78.966.691 514.857 10.284 64.442.783 (336.180) 452.704 144.051.139


26

EStAdO dE FLujOS dE EFECtIVO CONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 2007 2008 2007

Actividad operativa


Ajustes:

Participación de los accionistas no controlantes (2.089.497) 1.742.826

Resultado de participaciones en inversiones significativas 115.790 367.361 (2.494.234) 641.238

Plusvalía/plusvalía negativa - amortización 758.428 97.913 241.854 20.343

Depreciación, agotamiento y amortización 11.631.984 10.695.826 7.952.428 5.798.802

Pérdida en la recuperación de activos 2.658.224 446.130 891.258 87.146

Baja de pozos secos 1.524.143 916.080 1.291.395 320.502

Valor residual de bienes dados de baja de naturaleza permanente 597.001 398.666 5.817 151.737

Variaciones cambiarias, monetarias y cargas financieras sobre financiaciones y operaciones de mutuo y otras operaciones

4.033.176 (1.786.249) (21.581.932) 3.503.919

Impuesto sobre la renta y contribución social diferidas, netas 4.769.951 477.234 5.736.892 619.148

Aumento/Reducción de activos y pasivos

Reducción/(aumento de cuentas por cobrar (210.111) 1.394.042 (1.079.071) 1.109.284

Reducción/(aumento) de las existencias (1.413.136) (1.429.937) (1.205.349) 354.734

Aumento de la cuenta de Petróleo y Alcohol - STN (11.822) (12.060) (11.822) (12.060)

Variación cambiaria asignada en el activo permanente * 6.802.836

Aumento de otros activos (528.823) (1.272.217) (145.209) (684.729)

Aumento de proveedores 648.394 1.549.778 3.272.052 1.985.843

Aumento/(reducción) de impuestos, tasas y contribuciones (3.642.293) 382.622 (4.523.328) 264.880

Aumento/(reducción) de obligaciones con proyectos estructurados

147.389 (934.163) 147.389 (934.163)

Aumento de los Planes de Pensión y Salud 1.546.437 2.790.542 1.336.498 2.570.549

Aumento/(reducción) de otros pasivos (3.543.081) (1.532.439) 919.651 (274.134)

Aumento/(reducción) de operaciones de corto plazo con empresas subsidiarias, controladas y coligadas:

Reducción/(aumento) de cuentas por cobrar 17.214 (415.956) (4.143.736) (2.915.985)

Reducción/(aumento) de cuentas por pagar (45.375) 48.109 857.428 1.690.674

Aumento con operación con suministro de petróleo y derivados - exterior

31.838.213 3.879.698

Recursos netos generados por actividades operativas 49.951.785 42.238.733 55.775.743 40.206.117

Actividades de inversión

Inversiones en explotación y producción de petróleo y gas (26.008.454) (20.405.267) (18.982.305) (14.696.321)

Inversiones en refinación y transporte (13.349.577) (9.647.338) (10.621.340) (8.760.817)

Inversiones en gas y energía (6.140.887) (5.198.627) (3.364.336) (2.248.784)

Inversión en el segmento internacional (5.439.543) (5.237.981) (75.069) (27.028)

Inversiones en distribución (1.179.204) (915.517) (705.811) (389.644)

Inversiones en títulos y valores mobiliarios (273.726) (3.122.991) (95.543) (3.259.628)

Otras inversiones (1.266.037) (776.109) (1.256.367) (775.571)

Dividendos recibidos 232.055 70.872 1.272.481 929.126

Proyectos en negociación (1.326.338) (681.360)

Recursos netos utilizados en las actividades de inversión (53.425.373) (45.232.958) (35.154.628) (29.910.027)

EStAdO dE FLujOS dE EFECtIVOEjercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008 y 2007 (En miles de reales)

EStAdOS CONtABLES


EStAdO dE FLujOS dE EFECtIVOCONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 2007 2008 2007

Actividades de financiación

Financiaciones y operaciones de mutuo, netas 11.836.832 (3.947.929) (14.774.380) (17.051.010)

Fondo de Inversión en Derechos Crediticios No-Estandarizados 3.786.197 1.978.332

Dividendos pagados a accionistas (6.212.568) (7.474.355) (6.212.568) (7.474.355)

Fondos netos aplicados en actividades de financiación 5.624.264 (11.422.284) (17.200.751) (22.547.033)

Efecto de la variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes al efectivo

667.071 (341.747)

Variación neta de efectivo y equivalentes al efectivo en el ejercicio 2.817.747 (14.758.256) 3.420.365 (12.250.943)

Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del ejercicio 13.070.849 27.829.105 7.847.949 20.098.892

Efectivo y equivalentes al efectivo al fin del ejercicio 15.888.596 13.070.849 11.268.314 7.847.949

Informaciones adicionales a los flujos de efectivo en caja:

Valores pagados y recibidos durante el ejercicio

Interés pagados, netos del monto capitalizado 4.012.109 2.852.752 1.785.459 469.002

Interés recibidos sobre préstamos 3.122.428 2.836.884

Impuesto sobre la renta y contribución social 10.918.489 7.713.424 9.271.464 6.250.675

Impuesto sobre la renta retenido en la fuente de terceros 2.047.224 1.753.766 1.696.689 1.573.548

transacciones de inversiones y financiaciones que no envuelven efectivo en caja

Adquisición de bienes de uso de contrato con transferencia de beneficios, riscos e controle de bienes

9.972 6.686.914

Bienes recibidos por donación 3 82

Capitalización de dividendos por cobrar de coligadas o subsidiarias 183.586

Provisión para abandono de pozos 131.438 3.008.545 70.698 2.999.026

* En 2008, con la adopción del nuevo criterio de conversión, el efecto cambiario sobre el activo permanente de las empresas con sede en el exterior se compensa por el ajuste acumulado de conversión, en el patrimonio neto, sin afectar el estado de los flujos de efectivo.


28

EStAdO dEL VALOR AGREGAdOEjercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008 y 2007 (En miles de reales)

EStAdO dEL VALOR AGREGAdOCONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 % 2007 % 2008 % 2007 %

Ingresos

Ventas de productos y servicios y otros ingresos

268.936.483 220.153.532 210.066.823 171.949.673

Provisión para créditos de liquidación dudosa - constitución

(167.026) (104.156) (88.572) (15.211)

Ingresos relativos a la construcción de activos para uso

47.163.873 26.057.647 31.921.891 20.481.214

315.933.330 246.107.023 241.900.142 192.415.676

Insumos adquiridos de terceros

Materiales consumidos (47.890.791) (33.098.285) (28.142.217) (21.523.211)

Costo de las mercancías para reventa (53.989.794) (29.888.395) (28.543.536) (25.153.779)

Energía, servicios de terceros y otros (52.590.649) (42.840.479) (41.119.679) (21.953.469)

Créditos fiscales sobre insumos adquiridos de terceros

(9.602.596) (3.984.316) (19.256.674) (12.945.905)

Pérdida en la recuperación de activos (2.658.224) (480.812) (891.258) (87.146)

(166.732.054) (110.292.287) (117.953.364) (81.663.510)

Valor agregado bruto 149.201.276 135.814.736 123.946.778 110.752.166

Retenciones

Depreciación y amortización (11.631.984) (10.695.826) (7.952.428) (5.798.802)

Valor agregado neto producido por la Compañía

137.569.292 125.118.910 115.994.350 104.953.364

Valor agregado recibido en transferenciaResultado de participaciones en inversiones

(115.790) (367.361) 2.494.234 (623.036)

Ingresos financieros - incluye variaciones monetaria y cambiaria

3.494.430 2.417.659 7.254.449 2.893.929

Amortización de plusvalía y plusvalía negativas

(758.428) (97.913) (241.854) (20.344)

Alquileres, royalties y otros 1.293.912 562.307 1.155.856 456.272

3.914.124 2.514.692 10.662.685 2.706.821

Valor agregado a distribuir 141.483.416 127.633.602 126.657.035 107.660.185

EStAdOS CONtABLES


EStAdO dEL VALOR AGREGAdOCONSOLIdANtE CONtROLAdORA

2008 % 2007 % 2008 % 2007 %

distribución del valor agregado

Personal y administradores

Remuneración directa

Sueldos 9.103.594 6 7.040.959 6 6.481.382 5 5.069.454 5

Participaciones de los empleados y administradores en las ganancias

1.344.526 1 1.011.914 1 1.138.078 1 844.412 1

Beneficios

Ventajas 835.286 1 785.775 1 535.125 0 475.495 0

Plan de jubilación y pensión 926.324 1 2.913.607 2 866.299 1 2.820.279 3

Plan de salud 1.716.426 1 1.903.651 1 1.623.217 2 1.798.391 2

FGtS (Fondo por años de trabajo en la empresa)

600.674 0 507.179 0 525.626 0 446.254 0

14.526.830 10 14.163.085 11 11.169.727 9 11.454.285 11

tributos

Federales* 57.456.863 40 46.509.101 37 53.855.166 42 42.652.147 40

Estaduales 22.338.990 16 22.993.351 18 12.363.556 10 14.470.588 13

Municipales 147.705 0 115.254 0 80.118 0 48.153 0

En el exterior* 5.169.057 4 4.301.405 3

85.112.615 60 73.919.111 58 66.298.840 52 57.170.888 53

Instituciones financieras y proveedoresInterés, variaciones cambiarias y monetarias

1.891.069 1 7.385.853 6 57.470 0 5.929.226 6

Gastos de alquileres y flete 9.054.607 7 8.910.938 7 12.661.449 10 11.077.095 10

10.945.676 8 16.296.791 13 12.718.919 10 17.006.321 16

Accionistas

Interés sobre el capital propio 7.019.261 5 6.361.205 5 7.019.261 6 6.361.205 6

Dividendos 2.895.445 2 219.352 0 2.895.445 2 219.352 0

Participación de los accionistas no controlantes

(2.089.497) (1) 1.742.826 1

Ganancias retenidas 23.073.086 16 14.931.232 12 26.554.843 21 15.448.134 14

30.898.295 22 23.254.615 18 36.469.549 29 22.028.691 20

Valor agregado distribuido 141.483.416 100 127.633.602 100 126.657.035 100 107.660.185 100

* Incluye participaciones gubernamentales.


30

INFORMACIONES ADICIONALES A LOS ESTADOS CONTABLES

EStAdO dE SEGmENtACIóN dE NEGOCIOS (CONSOLIdAdO)Ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008 y 2007 (En miles de reales)

EStAdO dE SEGmENtACIóN dE NEGOCIOS (CONSOLIdAdO)2008 2008

E&P ABAStECImIENtO GAS & ENERGíA dIStRIBuCIóN INtERNACIONAL CORPORAtIVO ELImINACIóN tOtAL

Estado de Resultados

Ingresos operativos netos 106.225.551 173.176.848 15.987.874 55.762.758 22.464.350 (158.498.845) 215.118.536

Entre segmentos 104.453.913 48.549.773 2.237.059 1.358.176 1.899.924 (158.498.845)

Terceros 1.771.638 124.627.075 13.750.815 54.404.582 20.564.426 215.118.536

Costo de los productos y servicios vendidos (43.633.484) (172.114.682) (14.177.728) (51.129.970) (19.414.411) 158.846.916 (141.623.359)

Ganancia bruta 62.592.067 1.062.166 1.810.146 4.632.788 3.049.939 348.071 73.495.177

Gastos operativos (5.361.560) (5.657.824) (2.339.339) (2.799.592) (4.343.514) (7.315.679) 272.564 (27.544.944)

Ventas, generales y administrativas (729.122) (4.976.520) (970.329) (2.813.052) (1.698.977) (3.486.887) 265.265 (14.409.622)

Tributarios (109.529) (114.013) (68.261) (22.249) (272.742) (275.972) (862.766)

Gastos de explotación p/extracción de petróleo y gas (2.550.569) (943.689) (3.494.258)

Pérdida en la recuperación de activos (602.675) (330.413) (933.088)

Investigación y desarrollo (899.212) (276.564) (72.660) (13.728) (4.653) (438.755) (1.705.572)

Plan de pensión y salud (1.427.395) (1.427.395)

Otros ingresos (gastos) operativos (470.453) (290.727) (1.228.089) 49.437 (1.093.040) (1.686.670) 7.299 (4.712.243)

Ganancia (pérdida) operativa 57.230.507 (4.595.658) (529.193) 1.833.196 (1.293.575) (7.315.679) 620.635 45.950.233

Financieras netas 3.128.784 3.128.784

Resultado de participación en inversiones (554.100) 17.994 76.645 (414.270) (487) (874.218)

Ganancia (pérdida) antes de los impuestos y part. de los accionistas no controlantes 57.230.507 (5.149.758) (511.199) 1.909.841 (1.707.845) (4.187.382) 620.635 48.204.799

Impuesto sobre la renta y contribución social (19.307.037) 1.657.928 194.017 (596.513) (355.239) 2.655.884 (211.018) (15.961.978)

Participación de los accionistas no controlantes 136.911 164.188 42.644 301.302 1.444.452 2.086.497

Participación de los empleados y administradores (445.102) (280.604) (41.444) (78.749) (96.657) (401.970) (1.344.526)

Ganancia neta (pérdida) 37.615.279 (3.608.246) (315.982) 1.234.579 (1.858.439) (489.016) 409.617 32.987.792

Las premisas utilizadas en la elaboración de este estado se describen en la Nota 28.


EStAdOS CONtABLES






Entre segmentos 104.453.913 48.549.773 2.237.059 1.358.176 1.899.924 (158.498.845)

Terceros 1.771.638 124.627.075 13.750.815 54.404.582 20.564.426 215.118.536


Ganancia bruta 62.592.067 1.062.166 1.810.146 4.632.788 3.049.939 348.071 73.495.177


Ventas, generales y administrativas (729.122) (4.976.520) (970.329) (2.813.052) (1.698.977) (3.486.887) 265.265 (14.409.622)

Tributarios (109.529) (114.013) (68.261) (22.249) (272.742) (275.972) (862.766)

Gastos de explotación p/extracción de petróleo y gas (2.550.569) (943.689) (3.494.258)




Otros ingresos (gastos) operativos (470.453) (290.727) (1.228.089) 49.437 (1.093.040) (1.686.670) 7.299 (4.712.243)

Ganancia (pérdida) operativa 57.230.507 (4.595.658) (529.193) 1.833.196 (1.293.575) (7.315.679) 620.635 45.950.233

Financieras netas 3.128.784 3.128.784

Resultado de participación en inversiones (554.100) 17.994 76.645 (414.270) (487) (874.218)

Ganancia (pérdida) antes de los impuestos y part. de los accionistas no controlantes 57.230.507 (5.149.758) (511.199) 1.909.841 (1.707.845) (4.187.382) 620.635 48.204.799

Impuesto sobre la renta y contribución social (19.307.037) 1.657.928 194.017 (596.513) (355.239) 2.655.884 (211.018) (15.961.978)

Participación de los accionistas no controlantes 136.911 164.188 42.644 301.302 1.444.452 2.086.497


Ganancia neta (pérdida) 37.615.279 (3.608.246) (315.982) 1.234.579 (1.858.439) (489.016) 409.617 32.987.792



32


Ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008 y 2007 (En miles de reales)





Entre segmentos 76.591.052 36.575.793 2.109.127 729.103 1.993.756 (117.998.831)

Terceros 4.502.424 96.572.977 7.756.744 44.349.356 17.396.224 170.577.725


Ganancia bruta 46.158.799 14.227.091 821.736 4.249.626 3.176.117 (2.453.687) 66.179.682


Ventas, generales y administrativas (570.709) (4.019.209) (1.131.894) (2.528.285) (1.403.963) (3.064.207) 230.641 (12.487.626)

Tributarios (48.657) (147.027) (76.957) (175.925) (138.001) (668.944) (1.255.511)

Gastos de explotación p/extracción de petróleo y gas (1.211.923) (1.357.801) (2.569.724)




Otros ingresos (gastos) operativos (1.242.365) (616.963) (1.053.874) (264.613) 22.462 (2.040.785) 7.745 (5.188.393)

Ganancia (pérdida) operativa 42.171.818 9.110.563 (1.623.897) 1.269.167 (105.478) (8.581.421) (2.215.301) 40.025.451

Financieras netas (4.020.890) (4.020.890)

Resultado de participación en inversiones 195.842 155.817 (14.317) (25.216) (777.400) (465.274)

Ganancia (pérdida) antes de los impuestos y part. de los accionistas no controlantes 42.171.818 9.306.405 (1.468.080) 1.254.850 (130.694) (13.379.711) (2.215.301) 35.539.287

Impuesto sobre la renta y contribución social (14.214.966) (3.033.083) 561.762 (408.149) (525.954) 5.594.424 753.208 (11.272.758)

Participación de los accionistas no controlantes (764.246) (14.621) (447.438) (310.185) (206.336) (1.742.826)


Ganancia neta (pérdida) 26.829.506 5.982.364 (1.382.098) 777.971 (1.022.695) (8.211.166) (1.462.093) 21.511.789



EStAdOS CONtABLES






Entre segmentos 76.591.052 36.575.793 2.109.127 729.103 1.993.756 (117.998.831)

Terceros 4.502.424 96.572.977 7.756.744 44.349.356 17.396.224 170.577.725


Ganancia bruta 46.158.799 14.227.091 821.736 4.249.626 3.176.117 (2.453.687) 66.179.682


Ventas, generales y administrativas (570.709) (4.019.209) (1.131.894) (2.528.285) (1.403.963) (3.064.207) 230.641 (12.487.626)

Tributarios (48.657) (147.027) (76.957) (175.925) (138.001) (668.944) (1.255.511)

Gastos de explotación p/extracción de petróleo y gas (1.211.923) (1.357.801) (2.569.724)




Otros ingresos (gastos) operativos (1.242.365) (616.963) (1.053.874) (264.613) 22.462 (2.040.785) 7.745 (5.188.393)

Ganancia (pérdida) operativa 42.171.818 9.110.563 (1.623.897) 1.269.167 (105.478) (8.581.421) (2.215.301) 40.025.451

Financieras netas (4.020.890) (4.020.890)

Resultado de participación en inversiones 195.842 155.817 (14.317) (25.216) (777.400) (465.274)

Ganancia (pérdida) antes de los impuestos y part. de los accionistas no controlantes 42.171.818 9.306.405 (1.468.080) 1.254.850 (130.694) (13.379.711) (2.215.301) 35.539.287

Impuesto sobre la renta y contribución social (14.214.966) (3.033.083) 561.762 (408.149) (525.954) 5.594.424 753.208 (11.272.758)

Participación de los accionistas no controlantes (764.246) (14.621) (447.438) (310.185) (206.336) (1.742.826)


Ganancia neta (pérdida) 26.829.506 5.982.364 (1.382.098) 777.971 (1.022.695) (8.211.166) (1.462.093) 21.511.789



34



EStAdO dE SEGmENtACIóN dE NEGOCIOS (CONSOLIdAdO)2008


Activo 116.174.626 64.782.225 36.179.125 10.320.163 33.242.388 40.582.412 (9.117.097) 292.163.842

Corriente 5.880.892 23.620.084 5.343.529 5.680.866 5.848.084 25.007.856 (7.806.033) 63.575.278

Efectivo/inversiones financieras 15.888.596 15.888.596

Otros activos corrientes 5.880.892 23.620.084 5.343.529 5.680.866 5.848.084 9.119.260 (7.806.033) 47.686.682

No corriente 110.293.734 41.162.141 30.835.596 4.639.297 27.394.304 15.574.556 (1.311.064) 228.588.564

Realizable a largo plazo 4.187.708 1.890.639 2.323.390 734.604 1.334.571 11.997.201 (1.213.270) 21.254.843

Bienes de uso 102.289.658 35.844.947 27.024.526 3.192.563 20.084.131 2.361.201 (42.859) 190.754.167

Otros 3.816.368 3.426.555 1.487.680 712.130 5.975.602 1.216.154 (54.935) 16.579.554



Activo 89.256.777 55.252.719 27.940.537 9.889.957 22.405.883 36.411.603 (9.929.676) 231.227.800

Corriente 5.174.218 24.390.014 4.423.357 4.946.037 4.212.202 20.049.794 (9.821.856) 53.373.766



No corriente 84.082.559 30.862.705 23.517.180 4.943.920 18.193.681 16.361.809 (107.820) 177.854.034

Realizable a largo plazo 4.046.461 1.334.536 1.840.846 701.623 1.087.853 13.102.139 (90.621) 22.022.837

Bienes de uso 76.611.403 25.225.884 20.751.962 2.793.450 12.664.055 1.911.171 (17.199) 139.940.726

Otros 3.424.695 4.302.285 924.372 1.448.847 4.441.773 1.348.499 15.890.471



EStAdOS CONtABLES




Activo 116.174.626 64.782.225 36.179.125 10.320.163 33.242.388 40.582.412 (9.117.097) 292.163.842

Corriente 5.880.892 23.620.084 5.343.529 5.680.866 5.848.084 25.007.856 (7.806.033) 63.575.278



No corriente 110.293.734 41.162.141 30.835.596 4.639.297 27.394.304 15.574.556 (1.311.064) 228.588.564

Realizable a largo plazo 4.187.708 1.890.639 2.323.390 734.604 1.334.571 11.997.201 (1.213.270) 21.254.843

Bienes de uso 102.289.658 35.844.947 27.024.526 3.192.563 20.084.131 2.361.201 (42.859) 190.754.167

Otros 3.816.368 3.426.555 1.487.680 712.130 5.975.602 1.216.154 (54.935) 16.579.554



Activo 89.256.777 55.252.719 27.940.537 9.889.957 22.405.883 36.411.603 (9.929.676) 231.227.800

Corriente 5.174.218 24.390.014 4.423.357 4.946.037 4.212.202 20.049.794 (9.821.856) 53.373.766



No corriente 84.082.559 30.862.705 23.517.180 4.943.920 18.193.681 16.361.809 (107.820) 177.854.034

Realizable a largo plazo 4.046.461 1.334.536 1.840.846 701.623 1.087.853 13.102.139 (90.621) 22.022.837

Bienes de uso 76.611.403 25.225.884 20.751.962 2.793.450 12.664.055 1.911.171 (17.199) 139.940.726

Otros 3.424.695 4.302.285 924.372 1.448.847 4.441.773 1.348.499 15.890.471



36



ÁREA INtERNACIONAL2008

E&P ABAStECImIENtO GAS & ENERGíA dIStRIBuCIóN CORPORAtIVO ELImINACIóN tOtAL

Activo 24.206.697 6.386.636 3.244.587 859.271 4.104.016 (5.558.820) 33.242.387

Estado de resultados Ingresos operativos netos

5.203.103 14.838.549 1.880.068 4.924.620 4.455 (4.386.445) 22.464.350

Entre segmentos 2.695.517 3.113.133 385.578 133.760 (4.428.064) 1.899.924

Terceros 2.507.586 11.725.416 1.494.490 4.790.860 4.455 41.619 20.564.426

Ganancias (pérdida) operativa

522.958 (1.253.303) 309.798 (15.265) (851.364) (6.399) (1.293.575)

Ganancia neta (pérdida)

(127.480) (1.405.991) 179.325 (11.436) (486.458) (6.399) (1.858.439)

ÁREA INtERNACIONAL2007

E&P ABAStECImIENtO GAS & ENERGíA dIStRIBuCIóN CORPORAtIVO ELImINACIóN tOtAL

Activo 14.987.316 4.636.112 2.378.118 819.267 2.542.641 (2.957.571) 22.405.883

Estado de resultados Ingresos operativos netos

4.638.000 12.999.060 1.899.958 3.653.825 25.514 (3.826.377) 19.389.980

Entre segmentos 2.589.301 2.818.080 371.561 41.191 (3.826.377) 1.993.756

Terceros 2.048.699 10.180.980 1.528.397 3.612.634 25.514 17.396.224

Ganancias (pérdida) operativa

(55.157) 178.213 475.756 (95.608) (582.717) (25.965) (105.478)

Ganancia neta (pérdida)

(777.183) 245.109 325.774 (70.641) (719.789) (25.965) (1.022.695)



EStAdOS CONtABLES



BALANCE SOCIALEjercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008 y 2007 (En miles de reales)

1 - BASE dE CÁLCuLO 2008 2007

Ingreso neto consolidado (IN) 215.118.536 170.577.725

Resultado operativo consolidado (RO) 48.204.799 35.977.804

Nómina de pagos bruta (NPB) 9.500.291 7.919.274

2 - Indicadores Sociales Internos (i) VALOR % SOBRE NPB % SOBRE IN VALOR % SOBRE NPB % SOBRE IN

Alimentación 578.966 6,09% 0,27% 547.790 6,92% 0,32%

Cargas sociales obligatorias 4.633.742 48,77% 2,15% 3.355.374 42,37% 1,97%

Previsión privada 412.641 4,34% 0,19% 554.845 7,01% 0,33%

Salud 2.009.498 21,15% 0,93% 2.138.366 27,00% 1,25%

Seguridad y salud en el trabajo 110.736 1,17% 0,05% 95.031 1,20% 0,06%

Educación 106.440 1,12% 0,05% 95.284 1,20% 0,06%

Cultura 14.982 0,16% 0,01% 22.794 0,29% 0,01%

Capacitación y desarrollo profesional 426.832 4,49% 0,20% 386.452 4,88% 0,23%

Guarderías o asistencia guardería 2.825 0,03% 0,00% 2.319 0,03% 0,00%

Participación en las ganancias o resultados 1.344.526 14,15% 0,63% 1.011.914 12,78% 0,59%

Otros 152.581 1,61% 0,07% 66.335 0,84% 0,04%

total - Indicadores sociales internos 9.793.769 103,09% 4,55% 8.276.504 104,51% 4,85%3 - Indicadores sociales externos (I) VALOR % SOBRE RO % SOBRE IN VALOR % SOBRE RO % SOBRE IN

Generación de ingresos y oportunidad de trabajo (i)

35.752 0,07% 0,02% 58.838 0,16% 0,03%

Educación para la calificación profesional (i) 72.693 0,15% 0,03% 64.878 0,18% 0,04%

Garantía de los derechos de los niños y adolescentes (i)

90.159 0,19% 0,04% 110.615 0,31% 0,06%

Cultura (i) 206.751 0,43% 0,10% 205.518 0,57% 0,12%

Deporte (i) 68.952 0,14% 0,03% 79.989 0,22% 0,05%

Otros (i) 26.473 0,05% 0,01% 14.275 0,04% 0,01%

total de las contribuciones para la sociedad 500.780 1,04% 0,23% 534.113 1,48% 0,31%

Tributos (excluidas las cargas sociales) 80.140.559 166,25% 37,25% 73.441.877 204,13% 43,05%

total - Indicadores sociales externos 80.641.339 167,29% 37,49% 73.975.990 205,62% 43,37%4 - Indicadores ambientales (i) VALOR % SOBRE RO % SOBRE IN VALOR % SOBRE RO % SOBRE IN

Inversiones relacionadas con la producción/operación de la empresa

1.919.751 3,98% 0,89% 1.924.698 5,35% 1,13%

Inversiones en programas y/o proyectos externos

53.763 0,11% 0,02% 51.728 0,14% 0,03%

total de las inversiones en medio ambiente 1.973.514 4,09% 0,92% 1.976.426 5,49% 1,16%En lo que se refiere a la determinación de “metas anuales” para minimizar residuos, el consumo en general en la producción/operación y aumentar la eficacia en la utilización de recursos naturales, la empresa

( ) no tienes metas( ) cumple del 51 al 75%

( ) no tienes metas( ) cumple del 51 al 75%

( ) cumple del 0 al 50%

(x) cumple del 76 al 100%

( ) cumple del 0 al 50%

(x) cumple del 76 al 100%

38



5 - Indicadores de la plantilla (i) 2008 2007

Nº de empleados(as) al cierre del período 74.240 68.931

Nº de admisiones durante el período (II) 6.351 4.263

Nº de empleados(as) subcontratados(as) 260.474 211.566

Nº de pasantes (II) 1.213 1.213

Nº de empleados(as) con más de 45 años (II) 28.447 26.073

Nº de mujeres que trabajan en la empresa (III) 11.511 10.722

% de cargos de jefatura ocupados por mujeres (II) 13,01% 13,50%

% de negros(as) que trabajan en la empresa (IV) 10.581 3.004

% de cargos de jefatura ocupados por negros(as) (IV)

29,9% 3,10%

Nº de portadores(as) de discapacidad o de necesidades especiales (V)

1.068 1.026

6 - INFORmACIONES SIGNIFICAtIVAS RESPECtO AL EjERCICIO dE LA CIudAdANíA EmPRESARIAL

2008 mEtAS 2009

Relación entre la mayor y menor remuneración de la empresa (VI) - valor (i)

31,59 31,59

Número total de accidentes de trabajo (VII) (i) 444 437

Los proyectos sociales y ambientales desarrollados por la empresa fueron definidos por: (i)

( ) directorio(x) directorio y gerencias

( ) todos(as) empleados(as)

( ) directorio(x ) directorio y gerencias


Los estándares de seguridad y salud en el ambiente de trabajo fueron definidos por: (i)

(x) directorio y gerencias


( ) todos(as) + Cipa

(x) directorio y gerencias


( ) todos(as) + Cipa

Respecto a la libertad gremial, al derecho de negociación colectiva y a la representación interna de los (las) trabajadores(as), la empresa: (i)

( ) no se envuelve

( ) sigue las normas de la OIT

(x) incentiva y sigue a la OIT

( ) no se envuelve

( ) seguirá las normas de la OIT

(x) incentivará y cumplirá la OIT

La previsión privada incluye: (i) ( ) directorio( ) directorio y gerencias

(x) todos(as) empleados(as)

( ) directorio( ) directorio y gerencias

(x ) todos(as) empleados(as)

La participación en las ganancias o resultados incluye: (i)





En la selección de los proveedores, los mismos estándares éticos y de responsabilidad social y ambiental adoptados por la empresa: (i)

( ) no se consideran

( ) se sugieren

(x) se exigen( ) no se considerarán

( ) se sugerirán

(x) se exigirán

Respecto a la participación de empleados (as) en programas de trabajo voluntario, la empresa: (i)

( ) no se envuelve

( ) apoya(x) organiza e incentiva

( ) no se envolverá

( ) apoyará(x ) organizará y alentará

Número total de reclamaciones y críticas de consumidores(as): (VII) (i)

en la empresa 9.578

en el Procon 1

en la Justicia 29

en la empresa 4.000

en el Procon 1

en la Justicia 29

% de reclamaciones y criticas atendidas y solucionadas: (VII) (i)

en la empresa 97,6%

en el Procon 100%

en la Justicia 51,72%

en la empresa 99%

en el Procon 100%

en la Justicia % 51,72%

Valor agregado total a distribuir (consolidado) - valor:

En 2008: 141.483.416 En 2007: 127.633.602

Distribución del Valor Agregado (DVA):60% gobierno 10% colaboradores(as)

6% accionistas 8% terceros 16% retenido58% gobierno 11% colaboradores(as)

6% accionistas 13%terceros 12% retenido

EStAdOS CONtABLES


7 - OtRAS INFORmACIONES

1) CNPJ: 33.000.167/0001-01 - sector económico: Industria/Petróleo, Gas y Energía - UF de la sede de la compañía: Río de Janeiro.

2) Para aclaraciones sobre las informaciones declaradas: Teléfono (+55 21) 3224-1009 - E-mail: [email protected]

3) Esta Compañía no utiliza mano de obra infantil o trabajo esclavo, no está envuelta con prostitución o explotación sexual de niños o adolescentes ni tampoco con corrupción.

4) Nuestra Compañía valora y respeta la diversidad tanto interna como externamente.

5) El Programa Petrobras Joven Aprendiz contó con inversiones de R$ 20.034 en 2008.

I. Incluye R$ 48,5 millones de traspaso al Fondo para la Infancia y Adolescencia (FIA).

II. Informaciones del sistema Petrobras Brasil.

III. Informações de 2007 son relativas a Petrobras en Brasil. El valor de 2008 pasa a englobar todo el sistema Petrobras.

IV. Informaciones de 2008 relativas a Petrobras Controlante con base en el Censo para la Diversidad Petrobras, realizado de agosto a octubre.

V. Del total de 74.240 empleados del sistema Petrobras, 6.775 pertenecen a la plantilla del Área Internacional, no sujeta a la legislación brasileña. Del restante, 17.924 ocupan cargos en donde está prevista la reserva de plazas para personas con discapacidad. De estos empleados, 1.068 son personas con discapacidad, lo que corresponde al 5,95% de la plantilla en esa condición.

VI. Las informaciones “en la empresa” incluyen el cuantitativo de reclamaciones y críticas recibidas por los sAC de Petrobras Controlante y de Petrobras Distribuidora. Las metas de la Compañía para 2008 contienen solamente la estimativa de Petrobras Controlante.

(i) No auditado.

40 EStAdOS CONtABLES

NOTAS ExPLICATIVAS A LOS ESTADOS CONTABLESConsolidadas y Controlante (En miles de reales)

1 PRESENtACIóN dE LOS EStAdOS CONtABLESLos estados contables se elaboraron con base en las prácticas contables emanadas de la

legislación societaria, de los Pronunciamientos, de las Orientaciones y de las Interpreta-

ciones emitidas por el comité de Pronunciamientos Contables (CPC) y de las Normas de la

Comisión de Valores Mobiliarios - CVM.

Los estados contables de 2008 incluyen las alteraciones en la legislación societaria

introducidas por la Ley 11.638 del 28 de diciembre de 2007, y por la Medida Provisional

449, del 03 de diciembre de 2008, que alteraron la Ley 6.404/76 en los artículos relativos a

la elaboración de los estados contables.

La autorización para la conclusión de la preparación de estos estados contables se

realizó en Reunión del Consejo de Administración realizada el 06 de marzo de 2009.

Con el objetivo de perfeccionar las informaciones dadas al mercado, la Compañía pre-

senta las siguientes informaciones complementarias:

1.1 INFORmE POR SEGmENtO dE NEGOCIO

Las informaciones por segmentos de negocios, presentadas adicionalmente, se prepara-

ron de acuerdo con la norma norteamericana de contabilidad SFAS-131 emitida por el

“Financial Accounting Standards Board”. que fue refrendada por el Oficio-Circular/CVM/

SNC/SEP nº 01/2007.

En los estados contables por área de negocio, las operaciones de la Compañía están

estructuradas de acuerdo con los segmentos siguientes: Exploración y Producción, Abas-

tecimiento, Gas y Energía, Distribución, Internacional y grupo de órganos corporativos.

1.2 BALANCE SOCIAL

El balance social muestra los indicadores sociales, ambientales, el cuantitativo funcional

e informaciones significativas en lo que se refiere al ejercicio de la ciudadanía empresarial

y se elaboró de acuerdo con la Resolución CFC nº 1.003. Algunas informaciones se obtu-

vieron por medio de registros auxiliares y de determinadas informaciones gerenciales de

la Compañía, subsidiarias y sus controladas.


NOTAS ExPLICATIVAS A LOS ESTADOS CONTABLES

Consolidadas y Controlante (En miles de reales)

2 PRINCIPIOS dE CONSOLIdACIóNLos estado contables consolidados al 31 de diciembre de 2008 y 2007 se prepararon de

acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil y las disposiciones complemen-

tarias de la Comisión Nacional de Valores Mobiliários (CVM) e incluyen los estados con-

tables de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y las siguientes subsidiarias, controladas,

controladas en conjunto y sociedades con propósitos específicos (SPE):

PARtICIPACIóN EN EL CAPItAL - %2008 2007

SuBSCRItO yINtEGRAdO

VOtANtESuBSCRItO y

INtEGRAdOVOtANtE

Subsidiarias y controladas

Petrobras Química S.A. - Petroquisa y sus controladas (v) 100,00 100,00 100,00 100,00

Petrobras Distribuidora S.A. - BR y sus controladas (v) 100,00 100,00 100,00 100,00

Braspetro Oil Services Company - Brasoil y sus controladas (i) 100,00 100,00 100,00 100,00

Braspetro Oil Company - BOC y su controlada (i) 99,99 99,99 99,99 99,99

Petrobras International Braspetro B.V. - PIBBV y sus controladas (i) (v) (vii) 100,00 100,00 100,00 100,00

Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN (viii) 100,00 100,00 100,00 100,00

Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro y su controlada (x) 100,00 100,00 100,00 100,00

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro y sus controladas (v) 99,97 99,99 99,95 99,99

Petrobras International Finance Company - PifCo y sus controladas (i) 100,00 100,00 100,00 100,00

Petrobras Transporte S.A. - Transpetro y su controlada 100,00 100,00 100,00 100,00

Downstream Participações Ltda. y su controlada 99,99 99,99 99,99 99,99

Petrobras Netherlands B.V. - PNBV y sus controladas (i) (v) 100,00 100,00 100,00 100,00

FAFEN Energia S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00

5283 Participações Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00

Baixada Santista Energia Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00

Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE 100,00 100,00 100,00 100,00

Termorio S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00

Termoceará Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00

Termomacaé Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00

Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda 100,00 100,00 100,00 100,00

Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 99,00 99,00 99,00 99,00

Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00

Termobahia S.A. 98,85 98,85

Petrobras Biocombustível S.A. 100,00 100,00

Refinaria Abreu e Lima S.A. (ix) 100,00 100,00




PARtICIPACIóN EN EL CAPItAL - %2008 2007

SuBSCRItO yINtEGRAdO

VOtANtESuBSCRItO y

INtEGRAdOVOtANtE

Subsidiárias e Controladas

Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda. 100,00 100,00

Ipiranga Asfalto S.A. 100,00 100,00

Cordoba Financial Services Gmbh - CFS 100,00 100,00

Controladas en conjunto

Usina Termelétrica Norte Fluminense S.A. 10,00 10,00 10,00 10,00

GNL do Nordeste Ltda. (ii) 50,00 50,00 50,00 50,00

Termobahia S.A.(iii) 31,00 31,00

Ibiritermo S.A. (iii) 50,00 50,00 50,00 50,00

Termoaçu S.A. (ii) 74,80 74,80 72,10 72,10

Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. PC BIOS (ii) 50,00 50,00

PMCC Projetos de Transporte de Álcool S.A. (ii) 33,33 33,33

Brentech Energia S.A. (ii) 30,00 30,00

Brasil PCH S.A. (ii) 42,33 42,33

Brasympe Energia S.A. (ii) 20,00 20,00

Breitener Energética S.A. (ii) 30,00 30,00

Cia Energética Manauara (ii) 40,00 40,00

derechos y adelantos para adquisición de inversiones

Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. (vi)

Sociedades de Propósito Específico - SPE (iv)

Albacora Japão Petróleo Ltda.

Barracuda & Caratinga Leasing Company B.V. (i)

Blade Securities Limited (i)

Cayman Cabiunas Investment CO. (i)

Charter Development LLC - CDC (i)

Codajas Coari Participações Ltda.

Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI

Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP

Companhia Petrolífera Marlim

Companhia de Recuperação Secundária S.A. - CRSEC

Gasene Participações Ltda.

Manaus Geração Termelétrica Participações Ltda.

Nova Marlim Petróleo S.A.

Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN

Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS

PDET Offshore S.A.

Companhia Mexilhão do Brasil

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras




El proceso de consolidación de las cuentas patrimoniales y de resultado corresponde a la

suma horizontal de los saldos de las cuentas de activo, pasivo, ingresos y gastos, según su

naturaleza, complementada con las eliminaciones siguientes:

de las participaciones en el capital y reservas mantenidas entre ellas; ›de los saldos de cuentas corrientes y otras, integrantes del activo y/o pasivo, manteni- ›dos entre las empresas;

de las porciones de resultados del ejercicio, del activo corriente y no corriente que co- ›rresponden a resultados no realizados económicamente entre las referidas empresas; y

de los efectos originados por las transacciones significativas realizadas entre las empresas. ›La plusvalía negativa no asignada se presenta en el Consolidado como ingresos diferidos

en el pasivo no corriente.

La conciliación del patrimonio neto y de la ganancia neta del ejercicio consolidado con

los correspondientes patrimonio neto y ganancia neta del ejercicio de la Controlante, al 31

de diciembre de 2008 y 2007, se demuestra de la siguiente forma:

PAtRImONIO NEtO GANANCIA NEtA dEL EjERCICIO

2008 2007 2008 2007

Conforme estados contables consolidados 138.365.282 113.854.127 32.987.792 21.511.789

Ganancia en la venta de productos en existencias en Subsidiarias y controladas, neto de impuestos

659.645 667.016 659.645 667.016

Reversión de ganancias en las existencias de ejercicios anteriores (685.996) (362.188)

Interés capitalizados 460.139 860.446 (38.188) 183.171

Absorción (reversión parcial) de pasivo al descubierto de controlada (*) 4.160.318 73.274 3.507.491 61.129

Otras eliminaciones 405.755 557.372 38.805 (32.226)

Conforme estados contables de la controlante 144.051.139 116.012.235 36.469.549 22.028.691

(*) De acuerdo con la Instrucción CVM nº 247/96, las pérdidas que fueren consideradas de naturaleza no permanente (temporales) sobre las inversiones evaluadas por el método de la equivalencia patrimonial, cuyas empresas en las que realiza inversiones no presenten señales de paralización o necesidad de apoyo financiero de la empresa inversora, deben limitarse hasta el valor de la inversión de la empresa controlante. Por lo tanto, los pasivos al descubierto (patrimonio neto negativo) de determinadas controladas no influyen en el resultado y en el patrimonio de Petrobras en los ejercicios concluidos al 31 de diciembre de 2008 y 2007, generando ítem de conciliación entre los estados contables de la Controlante y los estados contables consolidados.

Notas:

(i) Empresas con sede en el exterior con estados contables elaborados en moneda extranjera.

(ii) Empresas con administración compartida, consolidadas en la proporción de las participaciones en el capital social.

(iii) Empresas con administración compartida, consolidadas íntegramente, cuyas actividades son controladas por Petrobras, según la Instrucción CVM n° 408/2004.

(iv) sociedades de Propósito Específico - sPE, que en la esencia de su relación con Petrobras, indican que sus actividades operativas son controladas, directa o indirectamente, individualmente o en conjunto, por la Compañía, se consolidan según la Instrucción CVM nº 408/2004.

(v) Empresas que llevan participación accionaria en entidades controladas en forma conjunta.

(vi) Consolidación proporcional, en función del control compartido en partes iguales con Braskem y Ultrapar, en relación a la operación de refinación de la Refinaria de Petróleo Riograndense, anteriormente denominada Refinaria de Petroleo Ipiranga (RPI).

(vii) Participación del 20,13% de 5283 Participações Ltda.

(viii) Participación del 0,09% de Petrobras Gás s. A. - Gaspetro.

(ix) Participación del 0,01% de Downstream.

(x) Participación de 0,05% da Downstream.




3 CAmBIO EN LAS PRÁCtICAS CONtABLESLa Ley nº 11.638/07, del 28 de diciembre de 2007, y la Medida Provisional 449/08, del 3 de

diciembre de 2008, alteraron y revocaron dispositivos que trataban materia contable de

la Ley de las Sociedades Anónimas Ley 6.404/76 con el objetivo de la convergencia de las

prácticas contables brasileñas con las normas internacionales de contabilidad (IFRS). El

Comité de Pronunciamientos Contables (CPC) se creó con la incumbencia de editar los

pronunciamientos técnicos de contabilidad en línea con las normas contables internacio-

nales. Presentamos los pronunciamientos técnicos emitidos por el CPC y refrendados por

la CVM hasta el 31 de diciembre de 2008.

PRONuNCIAmIENtO téCNICO/CPC dELIBERACIóN/CVm

NúmERO títuLO NúmERO dAtA dE EmISIóN

CPC Estructura conceptual para la elaboración y presentación de los estados contables 539/08 14 de marzo de 2008

CPC 01 Reducción al valor recuperable de los activos 527/07 1º de noviembre de 2007

CPC 02 Efectos de los cambios en las tasas de cambio y conversión de Estados Contables 534/08 29 de enero de 2008

CPC 03 Estado de los flujos de efectivo 547/08 13 de agosto de 2008

CPC 04 Activo intangible 553/08 12 de noviembre de 2008

CPC 05 Divulgación sobre partes vinculadas 560/08 11 de diciembre de 2008

CPC 06 Operaciones de arriendo mercantil 554/08 12 de noviembre de 2008

CPC 07 Subvención y asistencia gubernamentales 555/08 12 de noviembre de 2008

CPC 08 Costos de transacción y primas en la emisión de títulos y valores mobiliarios 556/08 12 de noviembre de 2008

CPC 09 Estado del valor agregado 557/08 12 de noviembre de 2008

CPC 10 Pagos basados en acciones 562/08 17 de diciembre de 2008

CPC 11 Contratos de seguro 563/08 17 de diciembre de 2008

CPC 12 Ajuste a valor presente 564/08 17 de diciembre de 2008

CPC 13 Adopción inicial de la Ley 11.638/07 y Medida Provisional 449/08 565/08 17 de diciembre de 2008

CPC 14 Instrumentos financieros: reconocimiento, medición y puesta en evidencia 566/08 17 de diciembre de 2008

La Medida Provisional 449/08 también instituyó el Régimen Tributario de Transición es-

tableciendo el tratamiento de los efectos tributarios sobre los métodos y criterios introdu-

cidos por la nueva legislación.

La Compañía adoptó por la primera vez estos pronunciamientos, cuando pertinente,

en la elaboración de los estados contables del ejercicio de 2008, conforme facultado por la

deliberación CVM 565/08, habiendo reflejado los ajustes iniciales al 1º de enero de 2008,

fecha de la transición, en la cuenta ganancias acumuladas sin efectos retrospectivos sobre

los estados contables de 2007.

A continuación, presentamos un resumen de los procedimientos adoptados:




3.1 EStAdO dE LOS FLujOS dE EFECtIVO - dFC y EStAdO dE VALOR AGREGAdO - dVA (SIGLAS CONFORmE Su dENOmINACIóN EN PORtuGuéS)

La Compañía elaboraba y divulgava los estados DFC y DVA antes de que fueran obliga-

torios, como información complementaria. Sin embargo, se realizaron algunos cambios

en la estructura de esos estados debido a lo dispueto en los pronunciamientos técnicos

contidos no CPC 03 y CPC 09.

3.2 REduCCIóN AL VALOR RECuPERABLE dE LOS ACtIVOS (ImpaIrment )

El CPC 01 define procedimientos con el objetivo de asegurar que los activos de la Compa-

ñía no estén registrados contablemente por un valor superior al que se puede recuperar

por uso o por venta. Caso haya evidencias claras de que los activos estén evaluados por

un valor no recuperable en el futuro, la Compañía deberá reconocer inmediatamente la

desvalorización por medio de constitución de provisión para pérdidas.

Las evaluaciones se efectúan considerándose la menor unidad generadora de efectivo,

cuando pertinente, y el valor recuperable es el valor de uso determinado con base en el mo-

delo de flujos de efectivo futuros, descontados a las tasas de interés antes de los impuestos.

La Compañía ya adoptaba ese procedimiento, sin embargo, las pérdidas provisiona-

das, según el procedimiento actual podrán revertirse si hubiera indicativos pongan en

evidencia esa recuperación.

3.3 EFECtOS dE LOS CAmBIOS EN LAS tASAS dE CAm-BIO y CONVERSIóN dE LOS EStAdOS CONtABLES

El CPC 02 establece criterios para definición de la moneda funcional y conversión de los

estados contables de controladas, coligadas y sucursales con moneda funcional diferente

de la moneda funcional de la controlante.

La adopción del CPC 02 alteró los procedimientos siguientes:

Las variaciones cambiarias sobre las inversiones en controladas y coligadas, con mo-a.

neda funcional distinta de la controlante, pasaron a registrarse en el patrimonio neto,

como ajuste acumulado de conversión, transferidas al resultado en el momento de la

realización de las inversiones.

Hasta el ejercicio de 2007, esa variación cambiaria afectaba al resultado del ejercicio como

equivalencia patrimonial.




El estado de resultados de las empresas en las que se realiza inversión, en ambiente b.

económico estable, con moneda funcional diferente de la controlante, pasó a conver-

tirse a la tasa de cambio promedio mensual, y los demás ítems del patrimonio neto

pasaron a convertirse por la tasa histórica.

Anteriormente, se utilizaba la tasa de cambio del final del ejercicio para la conversión

de esos ítems.

3.4 ACtIVOS INtANGIBLES

El CPC 04 define el tratamiento contable a ser aplicado a los activos intangibles que no se

incluyen específicamente en otros pronunciamientos.

La Compañía ya presentaba sus activos intangibles de acuerdo con la Deliberación

CVM 488/05, del 3 de octubre de 2005.

La plusvalía por expectativa de rentabilidad futura (goodwill) originada por la adqui-

sición de participación con control (controladas y controladas en conjunto) pasa a pre-

sentarse como activo intangible y la plusvalía por la adquisición en coligadas continúa

presentarse en la inversión.

Esas plusvalías no serán más amortizadas por el plazo y extensión de las proyeccio-

nes que las determinaron a partir del ejercicio de 2009, en función lo preconizado en el

CPC 13 – Adopción Inicial de la Ley 11.638/07 y de la Medida Provisional 449/08, estando

sujetas al test por impairment.

3.5 dIVuLGACIONES SOBRE PARtES VINCuLAdAS

La Compañía amplió la divulgación de transacciones y saldos con partes relacionadas, en

notas explicativas, en función del CPC 05.

3.6 CONtRAtOS CON tRANSFERENCIA dE BENEFICIOS, RIESGOS y CONtROL dE BIENES

El CPC 06 establece procedimientos de registro contable y de divulgación de transaccio-

nes en que haya compromisos contractuales con y sin transferencia de beneficios, riesgos

y controles de bienes.

La Compañía pasó a registrar en su activo inmovilizado por el valor justo, o si fuera

inferior, por el valor presente de los pagos mínimos del contrato los derechos que tengan

como objeto bienes tangibles destinados al mantenimiento de las actividades de la Com-

pañía, consecuencia de operaciones que transfirieron los beneficios, riegos y controles de

esos bienes, así como su obligación relacionada.

Anteriormente, esas operaciones eran tratadas como costo/gasto con fletes, alquiler o

prestación de servicios.




3.7 SuBVENCIONES y ASIStENCIAS GuBERNAmENtALES

El CPC 07 define que los incentivos fiscales provenientes de donaciones o subvenciones

gubernamentales para inversiones, recibidos a partir del 1º enero de 2008, se reconozcan

como ingresos en el transcurso del período, confrontándose con los gastos que pretende

compensar en una base sistemática, aplicándose en Petrobras de la forma siguiente:

Subvenciones con reinversiones: en la misma proporción de la depreciación del bien;a.

Subvenciones directas relacionadas a la ganancia de la exploración: directamente en b.

el resultado.

Os valores apropiados en el resultado, en el año 2008, se destinarán a la Reserva de Incen-

tivos Fiscales.

Los saldos de las reservas de capital referentes a las donaciones y subvenciones para

inversión, al 31 de diciembre de 2007, se mantendrán en el patrimonio neto hasta su total

utilización, en la forma prevista en la Ley 6.404/76.

3.8 COStOS dE tRANSACCIóN y PRImAS EN LA EmISIóN dE títuLOS y VALORES mOBILIARIOS

El CPC 08 establece el tratamiento contable aplicable al reconocimiento, medición y di-

vulgación de los costos de transacción habidos y de las primas recibidas en el proceso de

captación de recursos por intermedio de la emisión de títulos patrimoniales y/o deuda.

La Compañía pasó a presentar los títulos patrimoniales y de deudas por el valor reci-

birdo, es decir, neto de los referidos costos de transacción, descuentos y primas habidos.

3.9 AjuStE A VALOR PRESENtE - AVP

El CPC 12 establece los requisitos básicos que se observarán por ocasión de la aplicación

del ajuste a valor presente en la medición de activos y pasivos, originados en operaciones

a largo plazo y operaciones significativas a corto plazo. La Compañía ya adoptaba ese

procedimiento para las transacciones significativas.




3.10 INStRumENtOS FINANCEIROS

El CPC 14 establece principios para el reconocimiento y mensuración de activos y pasivos

financieros y de algunos contratos de compra y venta de ítems no financieros y para la

divulgación de instrumentos financieros derivativos.

Con la adopción del CPC 14 se realizaron las alteraciones siguientes:

Las operaciones de hedge de flujo de efectivo pasaron a registrarse en el balance ge-

neral por su valor justo, cuando se califican como hedge efectivo, con efectos en el patri-

monio neto y posterior reclasificación para el resultado cuando la transacción, objeto de

hedge cause impacto sobre el resultado. Anteriormente, esas operaciones se registraban

en el resultado por ocasión de su liquidación financiera.

Los instrumentos financieros derivativos utilizados par la protección de las variacio-

nes en los precios de petróleo y derivados pasaron a ser marcados a mercado durante sus

períodos de vigencia, causando impactos sobre el resultado financiero. Anteriormente,

esos ajustes eran se registraban en el resultado por ocasión de su liquidación financiera.

El ajuste a valor de mercado de los títulos mobiliarios clasificados como disponibles

para la venta pasó a presentarse en el patrimonio neto hasta su liquidación, cuando se

transferirá al resultado. Anteriormente, esos ajustes causaban impacto sobre el resultado

del ejercicio.

3.11 INVERSIONES SOCIEtARIAS

De acuerdo con la Medida Provisional 449/08, se evaluarán por el método de la equiva-

lencia patrimonial las inversiones en coligadas en las cuales la administración tenga in-

fluencia significativa y en otras sociedades que formen parte de un mismo grupo o que

estén bajo control común. No obstante, no se identificaron efectos significativos sobre

este ítem.

Anteriormente, la aplicación del método de la equivalencia se determinaba solamente

para las inversiones significativas en coligadas sobre las cuales la administración tuviera

influencia o en las cuales tuviera una participación del 20% o superior en el capital social.




3.12 dIFERIdO

La Medida Provisional 449/08, extinguió el activo diferido, permitiendo el mantenimiento

del saldo al 31 de diciembre de 2008, que continuará siendo amortizado, en hasta 10 años,

sujeto al test de impairment.

3.13 RESuLtAdO dE EjERCICIOS FutuROS - REF

El resultado de ejercicio futuros se extinguió a partir del ejercicio de 2008, en función de

la alteración de la Ley 6.404/76 por la Medida Provisional 449/08. No obstante, los saldos

existentes al 31 de diciembre de 2008 y 2007 se reclasificaron para el pasivo no-corriente

en cuenta representativa de ingresos diferidos que pondrán en evidencia los ingresos dife-

ridos y el respectivo costo diferido.

Las plusvalías negativas consecuencia de la expectativa de resultado se reclasificaron

en los estados contables consolidados en el pasivo no-corriente.

3.14 RESERVA dE REEVALuACIóN

La Ley 11.638/07 no admite nuevas reevaluaciones espontáneas del activo inmovilizado.

La Compañía optó por mantener el saldo de las respectivas reservas de reevaluación al

31 de diciembre de 2007, hasta su total realización.

3.15 INGRESOS y GAStOS NO OPERAtIVOS

Los ingresos y gastos no operativos se extinguieron a partir del ejercicio de 2008 en fun-

ción de la alteración de la Ley 6.404/76 por la Medida Provisional 449/08. Sin embargo, los

saldos existentes al 31 de diciembre de 2008 y 2007 provenientes de la enajenación y baja

de activos de naturaleza permanente se reclasificaron para otros ingresos y gastos ope-

rativos, con excepción de los saldos originados por ganancias y pérdidas de capital en las

inversiones que se reclasificaron para resultado de participaciones en inversiones.




3.16 EFECtOS dE LA AdOPCIóN dE LA LEy 11.638/07 y dE LA mEdIdA PROVISIONAL 449/08

Los efectos en el resultado y en el patrimonio neto originados por la adopción de la nueva

legislación netos de los efectos fiscales, cuando aplicables se demuestran, a continuación:


RESuLtAdOPAtRImONIO

NEtORESuLtAdO

PAtRImONIO NEtO

Saldo conforme estados contables al 31 de diciembre de 2008:

32.987.792 138.365.282 36.469.549 144.051.139

Por la adopción inicial el 1º de enero de 2008, fecha de la transición:

Instrumentos financieros derivativos 48.177


(1.386.691) (1.386.691)

(1.338.514) (1.386.691)

En el ejercicio de 2008:

Subvención y asistencia gubernamentales (557.185) 76.574 (557.185) 76.574

Instrumentos financieros disponibles para venta (205.341) 200.522 (205.341) 130.839

Instrumentos financieros derivativos 314.371 314.371 (8.984) (8.984)


739.814 739.814 739.814 739.814

Efectos de los cambios de las tasas de cambio y conversión de estados contables

636.264 452.704

927.923 1.331.281 421.008 938.243

Saldos anteriores a la aplicación de la Ley 11.638/07 y medida Provisional 449/08

33.915.715 138.358.049 36.890.557 143.602.691




ACtIVO


2008 2007 2008 2007

11.638/07 6.404/76 6.404/76 11.638/07 6.404/76 6.404/76

Corriente

Efectivo y equivalentes al efectivo 15.888.596 15.888.596 13.070.849 11.268.314 11.268.314 7.847.949

Títulos y valores Mobiliarios 288.751 288.751 589.788

Cuentas por cobrar, netas 14.903.732 14.903.732 11.328.967 17.370.050 17.319.294 12.036.476

Dividendos por cobrar 20.101 20.101 80.596 987.986 987.986 668.501

Existencias 19.977.171 20.289.805 17.599.001 13.847.969 14.160.603 12.800.138

Impuestos, contribuciones y participaciones

9.641.247 9.897.998 7.781.536 6.273.161 6.534.467 5.125.217

Gastos anticipados 1.393.879 1.514.794 1.429.829 1.078.815 1.199.730 1.095.815

Otros activos corrientes 1.461.801 1.891.402 1.493.200 430.312 386.780 579.999

63.575.278 64.695.179 53.373.766 51.256.607 51.857.174 40.154.095

No corriente

Realizable a largo plazo

Cuentas por cobrar, netas 1.326.522 1.326.522 2.901.902 91.626.391 91.626.391 48.203.621

Cuenta Petróleo y Alcohol - STN 809.673 809.673 797.851 809.673 809.673 797.851

Títulos y valores mobiliarios 4.066.280 4.066.280 3.922.370 3.597.762 3.597.762 3.386.999

Proyectos estructurados 2.039.293 2.039.293 1.503.713

Depósitos judiciales 1.853.092 1.853.092 1.693.495 1.542.378 1.542.378 1.445.658

Gastos anticipados 1.400.072 1.453.735 1.514.301 444.904 498.567 809.332

Adelanto para plan de pensión 1.296.810 1.296.810

Impuestos y contribución social diferidos

10.238.308 9.917.952 8.333.490 6.614.741 6.298.396 5.557.483

Existencias 303.929 303.929 236.753 303.929 303.929 236.753

Otros activos realizables a largo plazo

1.256.967 1.256.967 1.325.865 640.177 640.177 711.399

21.254.843 20.988.150 22.022.837 107.619.248 107.356.566 63.949.619

Inversiones 5.106.495 5.304.495 7.822.074 28.306.947 28.494.818 26.068.789

Bienes de uso 190.754.167 192.052.249 139.940.726 119.207.092 101.442.046 77.252.144

Intangible 8.003.213 8.003.213 5.532.053 3.781.716 3.233.247 3.074.677

diferido 3.469.846 3.469.846 2.536.344 839.257 839.257 733.686

228.588.564 229.817.953 177.854.034 259.754.260 241.365.934 171.078.915

292.163.842 294.513.132 231.227.800 311.010.867 293.223.108 211.233.010




PASIVO


2008 2007 2008 2007

11.638/07 6.404/76 6.404/76 11.638/07 6.404/76 6.404/76

Corriente

Financiaciones 12.451.137 12.451.137 7.853.781 2.276.822 2.276.822 625.922

Intereses sobre financiaciones 823.330 823.330 647.449 229.334 229.334 122.596

Compromisos contractuales con transferencia de benefícios, riesgos y controles de bienes

585.045 5.052.563

Proveedores 17.027.579 18.009.588 13.791.198 72.032.402 72.530.956 36.456.554

Impuestos, contribuciones y participaciones

12.741.382 12.734.614 10.006.272 10.537.882 10.537.882 8.493.492

Dividendos propuestos 9.914.707 9.914.707 6.580.557 9.914.707 9.914.707 6.580.557

Proyectos estructurados 188.858 188.858 41.470 401.148 401.148 408.234

Plan de pensión 627.988 627.988 424.259 579.051 579.051 386.091

Plan de salud 523.714 523.714 455.736 493.221 493.221 429.666

Sueldos, vacaciones y cargas 2.016.430 2.016.430 1.688.960 1.561.017 1.561.017 1.375.912

Provisión para contingencias 54.000 54.000 54.000 54.000 54.000 54.000

Adelanto de clientes 666.107 666.107 493.217 298.032 298.032 120.326

Provisión para participaciones de empleados y administradores

1.344.526 1.344.526 1.011.914 1.138.078 1.138.078 844.412

Ingresos diferidos 5.929 5.929

Otras cuentas y gastos por pagar 3.586.429 3.630.980 4.506.198 7.130.338 7.123.318 4.488.096

62.557.161 62.991.908 47.555.011 111.698.595 107.137.566 60.385.858

No corriente

Financiaciones 50.049.441 50.049.441 29.806.589 11.456.564 11.456.564 4.811.988


804.998 12.701.708

Subsidiarias, controladas y coligadas 49.289 49.289 94.664 1.100.528 1.100.528 2.374.256

Impuestos y contribución social diferidos

13.165.132 12.591.501 10.418.754 10.821.894 10.821.894 8.433.677

Plan de pensión 3.475.581 3.475.581 4.520.145 2.966.084 2.966.084 4.138.672

Plan de salud 10.296.679 10.296.679 9.272.183 9.510.037 9.510.037 8.554.276

Provisión para contingencias 890.326 890.326 613.969 203.285 203.285 208.415

Provisión para desmantelamiento de áreas

6.581.618 6.581.618 6.132.359 5.975.787 5.975.787 5.854.072

Ingresos diferidos 1.292.906 1.216.332 1.391.788 76.574

Otras cuentas y gastos por pagar 1.982.355 1.982.355 1.262.114 448.672 448.672 459.561

88.588.325 87.133.122 63.512.565 55.261.133 42.482.851 34.834.917




PASIVOCONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 2007 2008 2007


2.653.074 6.030.053 6.306.097

Patrimonio neto

Capital integrado 78.966.691 78.966.691 52.644.460 78.966.691 78.966.691 52.644.460

Reservas de capital 514.857 1.148.616 1.553.831 514.857 1.148.616 1.553.831

Reservas de reevaluación 10.284 10.284 61.520 10.284 10.284 61.520

Reservas de ganancias 58.643.049 58.232.458 59.594.316 64.442.783 63.477.100 61.752.424

Ajustes acumulados de conversión 636.264 452.704

Ajustes de evaluación patrimonial (405.863) (336.180)

138.365.282 138.358.049 113.854.127 144.051.139 143.602.691 116.012.235

292.163.842 294.513.132 231.227.800 311.010.867 293.223.108 211.233.010




EStAdO dE RESuLtAdO


2008 2007 2008 2007

11.638/07 6.404/76 6.404/76 11.638/07 6.404/76 6.404/76


Ventas

Productos 266.217.208 284.265.136 218.050.202 207.484.566 207.484.566 169.965.711

Servicios, principalmente fletes

276.872 314.355 203.972 505.883 505.883 279.243

266.494.080 284.579.491 218.254.174 207.990.449 207.990.449 170.244.954

Cargos de ventas (51.375.544) (52.396.405) (47.676.449) (46.280.943) (46.280.943) (43.477.953)

Ingresos operativos netos 215.118.536 232.183.086 170.577.725 161.709.506 161.709.506 126.767.001Costo de los productos y servicios vendidos

(141.623.359) (157.498.508) (104.398.043) (97.343.992) (98.966.486) (70.444.686)

Ganancia bruta 73.495.177 74.684.578 66.179.682 64.365.514 62.743.020 56.322.315Otras ingresos (Gastos) operativos

Ventas (7.162.264) (7.639.137) (6.059.734) (6.325.507) (6.394.074) (5.314.132)

Financieros

Gastos (4.193.135) (5.246.351) (3.292.002) (7.050.686) (5.486.521) (3.096.677)

Ingresos 3.494.430 3.797.382 2.417.659 5.991.531 5.955.019 4.662.159

Variaciones monetarias y cambiarias netas

3.827.489 5.471.140 (3.146.547) 8.256.134 9.794.822 (4.713.938)


Honorarios del directorio y del consejo de administración

(35.792) (37.165) (29.259) (5.153) (5.153) (4.034)

De administración (7.211.566) (7.457.323) (6.398.633) (5.012.193) (5.012.193) (4.484.176)

Impuesto (862.766) (900.656) (1.255.511) (425.978) (425.978) (717.092)

Costos con investigaciones y desarrollo tecnológico

(1.705.572) (1.705.572) (1.712.338) (1.690.702) (1.690.702) (1.700.342)

Pérdida en la recuperación de activos

(933.088) (925.369) (446.129) (602.675) (602.675) (45.248)

Costos de explotación para la extracción de petróleo y gas

(3.494.258) (3.653.924) (2.569.724) (2.550.569) (2.550.569) (1.211.923)

Planes de pensión y de salud (1.427.395) (1.427.395) (2.494.510) (1.343.773) (1.343.773) (2.359.108)

Otros ingresos y gastos operativos netos

(4.712.243) (5.334.214) (5.188.393) (3.366.678) (3.746.256) (4.611.454)

(24.416.160) (25.058.584) (30.175.121) (14.126.249) (11.508.053) (23.595.965)




EStAdO dE RESuLtAdO


2008 2007 2008 2007

11.638/07 6.404/76 6.404/76 11.638/07 6.404/76 6.404/76


Resultado de participaciones en inversiones

(874.218) (399.412) (465.274) 2.252.380 2.230.495 (643.379)

Lucro operacional 48.204.799 49.226.582 35.539.287 52.491.645 53.465.462 32.082.971Ganancia operativa antes de la contribución social, del impuesto sobre la renta, de las participaciones de los empleados y administradores y de la participación de los accionistas no controlantes

48.204.799 49.226.582 35.539.287 52.491.645 53.465.462 32.082.971

Contribución social (4.169.529) (4.258.636) (2.876.775) (3.995.909) (4.142.240) (2.492.591)

Impuesto sobre la renta (11.792.449) (12.039.967) (8.395.983) (10.888.109) (11.294.587) (6.717.277)

Ganancia antes de las participaciones de empleados y administradores y de la participación de los accionistas no controlantes

32.242.821 32.927.979 24.266.529 37.607.627 38.028.635 22.873.103

Participaciones de los empleados y administradores

(1.344.526) (1.344.526) (1.011.914) (1.138.078) (1.138.078) (844.412)

Ganancia antes de la participación de los accionistas no controlantes

30.898.295 31.583.453 23.254.615 36.469.549 36.890.557 22.028.691


2.089.497 2.332.262 (1.742.826)

Ganancia neta del ejercicio 32.987.792 33.915.715 21.511.789 36.469.549 36.890.557 22.028.691




Debido a las alteraciones de la Ley 6.404/76, algunos saldos de 2007 se reclasificaron para

permitir la comparación con los estados contables de 2008. Las reclasificaciones efectua-

das no tienen impacto sobre el resultado ni sobre el patrimonio neto de 2007 y pueden

resumirse de la forma siguiente:

4 RESumEN dE LAS PRINCIPALES PRÁCtICAS CONtABLES

4.1 mONEdA FuNCIONAL

La moneda funcional de Petrobras, así como la de todas sus controladas brasileñas es el

Real (R$). La moneda funcional de algunas controladas y sociedades de propósito específi-

co que actúan en el ambiente económico internacional es el dólar norteamericano y la mo-

neda funcional de Petrobras Energía Participaciones S.A. – PEPSA es el peso argentino.

En 2008, la Compañía convirtió los activos y pasivos de controladas y sociedades de

propósito específico con moneda funcional distinta del Real (R$) en Reales, que actúan

en ambiente económico internacional a la tasa de cambio corriente de venta al 31.12.2008

y los estados de resultados y de flujo de efectivo a las tasas promedio vigentes durante el

ejercicio. La ganancia neta de conversión por un monto de R$ 636.264 en el Consolidado

(R$ 452.704 en la Controlante) resultante de ese proceso se presentó como ajustes acumu-

lados de conversión en el patrimonio neto.

4.2 CÁLCuLO dEL RESuLtAdO, ACtIVOS y PASIVOS CORRIENtES y NO CORRIENtES

El resultado verificado por el régimen de competencia incluye: los rendimientos, cargos y

variaciones monetarias o cambiarias a índices o tasas oficiales que inciden sobre activos

y pasivos corrientes y no corrientes, incluyéndose, cuando sea pertinente, los efectos de

EStAdO dE RESuLtAdO

31/12/2007


PuBLICAdO RECLASIFICAdO PuBLICAdO RECLASIFICAdO

Ingresos (gastos) operativos

Ingresos/Gastos financieros 2.506.543 2.417.659 (2.983.518) (3.096.677)

Otros ingresos y gastos operativos (4.623.379) (5.188.393) (4.365.710) (4.611.454)


Resultado de participaciones en inversiones (680.655) (465.274) (661.581) (643.379)

Ingresos y gastos no operativos (438.517) (340.701)




ajustes de activos para el valor de mercado o de realización, así como la provisión para

créditos de liquidación dudosa, constituida en límite considerado suficiente para cubrir

posibles pérdidas en la realización de las cuentas por cobrar.

Los ingresos de ventas se reconocen en el resultado cuando todos los riesgos y benefi-

cios inherentes al producto se transfieren al comprador. Los ingresos de servicios presta-

dos se reconocen en el resultado en función de su realización.

4.3 EFECtIVO y EquIVALENtES AL EFECtIVO

Los efectivos y equivalentes al efectivo están representados por inversiones de corto plazo,

de alta liquidez y que son rápidamente convertibles en efectivo, con vencimiento a tres

meses o menos de la fecha de adquisición.

4.4 títuLOS y VALORES mOBILIARIOS

Los títulos y valores mobiliarios fueron clasificados por la Compañía como disponibles

para venta, mantenidos hasta el vencimiento o para negociación, con base en las estrate-

gias de la administración para esos títulos y valores mobiliarios.

Los intereses y actualización monetaria de los títulos y valores mobiliarios para nego-

ciación, así como el ajuste a valor justo de esos ítems se registran en el resultado.

Las cargas y la actualización monetaria, si pertinentes, sobre los títulos disponibles

para venta, se registran en el resultado cuando devengadas. Los ajustes de la evaluación

al valor justo se reconocen en el patrimonio neto, siendo transferidos al resultado del ejer-

cicio en el momento de su liquidación.

Los títulos y valores mobiliarios mantenidos hasta el vencimiento están registrados

por el costo de adquisición al que se añaden los intereses y actualización monetaria con

impactos en el resultado.

4.5 REGIStRO CONtABLE dE dERIVAtIVOS y OPERACIONES dE Hedge

Todos los instrumentos derivativos se reconocieron en el balance de la Compañía, tanto

en el activo como en el pasivo y fueron medidos por el valor justo.

En las operaciones con instrumentos financieros derivativos para la protección de las

variaciones en los precios de petróleo y derivados, las ganancias y pérdidas causadas por las

variaciones del valor justo se registran en el resultado como ingreso o gasto financiero.

Para las operaciones de hedge de flujo de efectivo, las ganancias y pérdidas causadas

por las variaciones del valor justo se registran en ajustes de evaluación patrimonial, en el

patrimonio neto, hasta su liquidación.




4.6 EXIStENCIAS

Las existencias se demuestran de la siguiente forma:

Las materias primas incluyen principalmente las existencias de petróleo que están ›demostradas por el valor promedio de los costos de importación y de producción ajus-

tados, cuando pertinente, a su valor de realización;

Los derivados de petróleo y alcohol se presentan al costo promedio de refinación o de ›compra, ajustados, cuando sea pertinente, a su valor de realización;

Los materiales y suministros se presentan al costo promedio de compra que no excede ›el de reposición, las importaciones en curso se presentan al costo identificado y los

adelantos por el valor efectivamente desembolsado.

4.7 BIENES dE uSO

Los activos se demuestran por el costo de adquisición, corregido monetariamente hasta

el 31 de diciembre de 1995 para las empresas con sede en Brasil y, en el ejercicio de 2002,

para las empresas con sede en Argentina y los derechos que tengan como objeto bienes

tangibles destinados al mantenimiento de las actividades de la Compañía, originados

por operaciones que transfirieron los beneficios, riesgos y controles de esos bienes, se

demuestran por el valor justo o, si fuera inferior, por el valor presente de los pagos mí-

nimos del contrato.

Los equipos e instalaciones relacionados con la producción de petróleo y gas rela-

tivos a los respectivos pozos desarrollados se deprecian de acuerdo con el volumen de

producción mensual en relación a las reservas probadas y desarrolladas de cada campo

productor. Para los activos con vida útil menor que la vida del campo o que están vin-

culados a campos con diversas fases de desarrollo de la producción, se utiliza el método

de la línea recta. Otros equipos y activos no relacionados con la producción de petróleo

y gas se deprecian de acuerdo con la vida útil estimada.

Los gastos de exploración y desarrollo de la producción de petróleo y gas se registran

de acuerdo con el método de los esfuerzos exitosos. Tal método determina que los costos

de desarrollo de todos los pozos de producción y de los pozos de exploración exitosos,

vinculados a las reservas económicamente viables, sean capitalizados, mientras que los

costos de geología y geofísica deben considerarse como gastos del período en que fueron

realizados y los costos con pozos de exploración secos y los vinculados a las reservas no

comerciales se deben registrar en el resultado cuando son identificados como tal.

Los costos capitalizados, bienes y derechos y concesiones vinculados se revisan

anualmente, campo a campo, para identificación de posibles pérdidas en la recupera-

ción con base en el flujo de efectivo futuro estimado.

Los costos capitalizados son depreciados utilizándose el método de las unidades pro-

ducidas en relación a las reservas probadas y desarrolladas. Tales reservas son estimadas




por geólogos e ingenieros de petróleo de la Compañía de acuerdo con estándares interna-

cionales y revisadas anualmente o cuando hay indicación de alteración significativa.

4.8 ABANdONO dE POzOS y dESmANtELAmIENtO dE ÁREAS

De acuerdo con la práctica contable adoptada, con base en el pronunciamiento

SFAS 143 –“Accounting for Asset Retirement Obligations” del “Financial Accounting

Standards Boards” – FASB, la obligación futura con abandono de pozos y desmantela-

miento de área de producción, se contabiliza al valor presente, descontada a una tasa libre

de riesgo, registrándose totalmente en el momento de la declaración de comercialidad de

cada campo, como parte de los costos de los activos relacionados (bienes de uso) en con-

trapartida a la provisión, registrada en el pasivo, que cubrirá tales gastos.

4.9 ACtIVOS INtANGIBLES

La Compañía presenta, en su activo intangible, los gastos con derechos y concesiones que

incluyen, principalmente, los bonos de suscripción correspondientes a las ofertas para

obtención de concesión para la exploración de petróleo o gas natural y son registrados por

su costo de adquisición, ajustados, cuando pertinente, a su valor de recuperación y amor-

tizados por el método de las unidades producidas en relación a las reservas comprobadas

totales. Adicionalmente, también se incluye software y marcas y patentes en este grupo,

amortizados linealmente por la vida útil estimada .

4.10 ImPuEStO SOBRE LA RENtA y CONtRIBuCIóN SOCIAL

Tales impuestos se calculan y registran con base en las tasas efectivas en vigor en la fecha

de elaboración de los estados contables. Los impuestos diferidos se reconocen en función

de las diferencias inter-temporales y la pérdida fiscal y base negativa de la contribución

social, cuando sea pertinente.

4.11 BENEFICIOS CONCEdIdOS A EmPLEAdOS

Para los compromisos actuariales con los planes de beneficios de pensión y jubilación y los

compromisos actuariales relacionados con el plan de asistencia médica se hace provisión

de acuerdo con los procedimientos previstos en la Deliberación CVM nº 371/00, con base

en cálculo actuarial elaborado anualmente por actuario independiente, de acuerdo con el

método de la unidad de crédito proyectada, neto de los activos garantizadores del plan,




cuando sea pertinente, siendo los costos referentes al aumento del valor presente de la

obligación, resultante del servicio prestado por el empleado, reconocidos durante el perío-

do laboral activo de los empleados.

El método de la unidad de crédito proyectada considera cada período de servicio como

hecho generador de una unidad adicional de beneficio que se acumula para el cálculo de la

obligación final. Adicionalmente, se utilizan otras premisas actuariales, tales como estima-

tiva de la evolución de los costos con asistencia médica, hipótesis biológicas y económicas y,

también, datos históricos de gastos habidos y de contribución de los empleados.

4.12 uSO dE EStImACIONES

La elaboración de los estados contables de acuerdo con las prácticas contables adoptadas

en Brasil, requiere que la Administración utilice estimativas y premisas en relación al es-

tado de activos y pasivos y a la divulgación de los activos y pasivos contingentes en la fecha

de los estados contables, así como las estimativas de ingresos y gastos para el ejercicio. Los

resultados reales pueden ser diferentes de esas estimativas.

La Administración revisa las estimaciones y premisas periódicamente.

4.13 PARAdAS PROGRAmAdAS (CAmPAñIA)

La Compañía adopta como práctica contable el registro en los bienes de uso de los gastos

significativos realizados con mantenimiento de las unidades industriales y de los navíos

que incluyen piezas de repuesto y servicios de montaje y desmontaje entre otros.

Tales paradas suceden en períodos programados, en promedio de 4 años, y los respec-

tivos gastos se deprecian como costo de producción hasta el inicio de la parada siguiente.




5 EFECtIVO y EquIVALENtES AL EFECtIVO


2008 2007 2008 2007

Efectivo y bancos 2.622.270 2.329.575 394.220 866.147

Inversiones financieras

En el País

Fondos de inversiones exclusivos:

Cambiario

DI 1.454.268 1.600.197 7.696 1.048.495

Títulos Públicos 3.492.197 915.015

Derechos crediticios 6.338.839 2.254.378

Fondos de inversiones financieras:

Cambiario 2.223 40.541

DI 1.685.713 1.640.094

Otros 237.519 669.598 85.247

6.871.920 4.865.445 6.431.782 3.302.873

En el Exterior

“Time deposit” 4.005.280 2.165.182 3.989.814 1.670.407

Título de renta fija 2.389.126 3.710.647 452.498 2.008.522

6.394.406 5.875.829 4.442.312 3.678.929

Total de las inversiones financieras 13.266.326 10.741.274 10.874.094 6.981.802

total de efectivos y equivalentes al efectivo 15.888.596 13.070.849 11.268.314 7.847.949

Las inversiones financieras en el país tienen liquidez inmediata y están representadas por cuo-

tas de fondos exclusivos, cuyos recursos están invertidos en títulos públicos federales y opera-

ciones de derivativos financieros, efectuadas por los gestores de los fondos, con contratos futu-

ros del dólar estadounidense y de DI (Depósito Interbancario) con garantía de la BM&F (Bolsa

de Mercancías & Futuros). Los fondos exclusivos no tienen obligaciones financieras significa-

tivas, limitándose a las obligaciones diarias de ajuste de las posiciones en la BM&F servicios de

auditoría, tasas de servicios relativas a la custodia de los activos y realización de operaciones

financieras y otros gastos administrativos. Los saldos de las inversiones financieras están ac-

tualizados por los rendimientos devengados, reconocidos proporcionalmente hasta la fecha de

los estados contables, no excediendo sus correspondientes valores de mercado.

Al 31 de diciembre de 2008, la Controlante mantenía recursos invertidos en el Fon-

do de Inversiones en Derechos Crediticios No-Estandarizados (“FIDC-NP”) del Sistema

Petrobras. Ese fondo de inversiones se destina preponderantemente a la adquisición de

derechos crediticios devengados o no devengados de operaciones realizadas por las em-

presas del Sistema Petrobras y tiene como objetivo la optimización de la gestión financiera

de efectivo de la Controlante y sus Subsidiarias. Petrobras consolida el FIDC-NP en sus

estados contables. Las cesiones de derechos crediticios, registradas en el pasivo corriente




de la controlante por el monto de R$ 5.764.529 (R$ 1.978.332 en 2007), fueron compensadas

en el Consolidado con los valores invertidos en el FIDC-NP. Las inversiones en títulos pú-

blicos del FIDC se registran en las efectivo y equivalentes (Consolidado) en función de sus

respectivos plazos de realización.

Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía y su subsidiaria PifCo, mantenían

recursos invertidos en el exterior en un fondo de inversión que poseía, entre otros, títulos

de deudas de compañías del Sistema Petrobras y de Sociedades de Propósito Específico re-

lacionados a proyectos de la Compañía, principalmente proyecto CLEP y Malhas, equiva-

lentes a R$ 10.746.751 y R$ 7.082.600, respectivamente. Este valor, referente a las empresas

que son consolidadas, fue compensado en el saldo de préstamos financieros en el pasivo

corriente y no corriente.

6 CuENtAS POR COBRAR NEtAS


2008 2007 2008 2007

Clientes

Terceros 14.273.886 13.237.310 3.550.726 3.445.477

Partes relacionadas (Nota 6.1) 1.198.572 1.163.682 103.132.236 (*) 55.454.964 (*)

Otras 3.571.698 2.117.834 2.604.744 1.542.348

19.044.156 16.518.826 109.287.706 60.442.789

Menos: provisión para créditos de liquidación dudosa (2.813.902) (2.287.957) (291.265) (202.692)

16.230.254 14.230.869 108.996.441 60.240.097

Menos: cuentas por cobrar en el no corriente plazo, netas (1.326.522) (2.901.902) (91.626.391) (48.203.621)

Cuentas por cobrar en el corto plazo, netas 14.903.732 11.328.967 17.370.050 12.036.476

(*) No incluye los saldos de dividendos por recibir de R$ 987.986 al 31 de diciembre de 2008 (R$ 668.501 al 31 de diciembre de 2007), resarcimientos a recibir de R$ 1.143.898 al 31 de diciembre de 2008 (R$ 1.297.516 al 31 de diciembre de 2007) y Fondo de Inversión en Derechos Crediticios de R$ 5.816.275 al 31 de diciembre de 2008 (R$ 2.261.413 al 31 de diciembre de 2007).

CAmBIO dE LA PROVISIóN PARA CRédItOS dE LIquIdACIóN dudOSACONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 2007 2008 2007

Saldo al 1º de enero 2.287.957 2.437.636 202.692 187.482

Adiciones (*) 561.942 392.091 99.315 293.472

Bajas (**) (35.997) (541.770) (10.742) (278.262)

Saldo al 31 de diciembre 2.813.902 2.287.957 291.265 202.692

Corriente 1.499.770 1.323.496 291.265 202.692

No corriente 1.314.132 964.461

(*) Incluye variación cambiaria acreedora sobre provisión para créditos de liquidación dudosa constituida en empresas en el exterior.

(**) Incluye variación cambiaria deudora sobre provisión para créditos de liquidación dudosa constituida en empresas en el exterior.




7 PARtES VINCuLAdASLas operaciones comerciales de Petrobras con sus subsidiarias, controladas y sociedades

de propósito especifico se efectúan a precios y condiciones normales de mercado. Las

operaciones de compra de petróleo y derivados efectuadas por Petrobras con la subsidia-

ria PifCo poseen plazo mayor de liquidación ya que PifCo es una subsidiaria creada para

ese fin, con el debido cobro de cargos habidos en el período. Los traspasos de prepago

de exportaciones y de captación de recursos en el mercado internacional se efectúan a

las mismas tasas obtenidas por la subsidiaria. Las demás operaciones, principalmente

préstamos a través de operaciones de mutuo, tienen su valor, sus rendimientos y/o cargos

establecidos basados en las mismas condiciones existentes en el mercado y/o de acuerdo

con la legislación específica sobre el asunto.

La provisión para créditos de liquidación dudosa se constituye, cuando sea pertinente,

con base en el análisis de los valores por cobrar y en un monto considerado suficiente para

cubrir las probables pérdidas en la realización de las cuentas por cobrar. Al 31 de diciem-

bre de 2008 y 2007, no se esperan pérdidas en la realización de tales cuentas por cobrar.




7.1 ACtIVO

CONtROLANtE

tOtAL dO ACtIVOACtIVO CORRIENtE ACtIVO NO CORRIENtE

CuENtAS POR COBRAR, PRINCIPALmENtE

POR VENtAS

EFECtIVO y EquIVALEN-tES AL EFECtIVO

dIVIdENdOS POR RECIBIR

AdELANtO PARA AumENtO dE CAPItAL

VALORES VINCuLAdOS A LA CONStRuCCIóN dEL

GASOduCtOOPERACIONES dE mutuO OtRAS OPERACIONES

RESARCImIENtOS A RECIBIR

Controladas (*):

Petroquisa 15.493 15.000 30.493

BR Distribuidora 1.433.990 500.528 233.226 2.167.744

Gaspetro 919.844 175.687 380.475 907.863 13.364 2.397.233

PifCo 6.789.417 59.249.325 28.380 66.067.122

PNBV 20.800 11.493 8.418 40.711

Downstream 48.781 415.665 464.446

Transpetro 506.935 242.000 748.935

PIB-BV Holanda 279.744 89.122 368.866

Brasoil 12.572 28.819.925 4.657 28.837.154

BOC 172 507.895 143 508.210

Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda 70.938 51.043 121.981

Ipiranga Asfaltos 17.285 48.777 66.062

Petrobras Comercializadora Energia Ltda 80.129 80.129

Petrobras Negócios Eletrônicos 2.189 603 2.792

Termoeléctricas 364.919 3.125 108.562 262.042 738.649

Demás Controladas 57.361 11 57.372

10.620.569 987.986 500.530 907.863 89.550.219 130.731 102.697.898

Sociedades de propósito específico:

Nova Transportadora do Nordeste – NTN 414.285 73.493 487.778

Nova Transportadora do Sudeste – NTS 453.954 34.136 488.090

Transportadora Urucu Manaus – TUM 200.693 200.693

PDET Off Shore 61.390 953.794 1.015.184

Cayman Cabiúnas Investment 82.346 82.346

Fondo de Inversión de Derechos Crediticios (**) (605.222) 6.338.839 5.733.617

Demás Controladas en conjunto 67.480 129 67.609

592.580 6.338.839 1.143.898 8.075.317

Empresas vinculadas 224.522 224.522

31/12/2008 11.437.671 6.338.839 987.986 500.530 907.863 89.550.219 130.731 1.143.898 110.997.737

31/12/2007 7.899.158 668.501 1.038.465 875.134 45.535.632 106.575 1.297.516 57.420.981

(*) Incluye a sus controladas y grupo de controladas en conjunto

(**) Incluye R$ 82.658 de gastos anticipados




CONtROLANtE

tOtAL dO ACtIVOACtIVO CORRIENtE ACtIVO NO CORRIENtE

CuENtAS POR COBRAR, PRINCIPALmENtE

POR VENtAS

EFECtIVO y EquIVALEN-tES AL EFECtIVO

dIVIdENdOS POR RECIBIR

AdELANtO PARA AumENtO dE CAPItAL

VALORES VINCuLAdOS A LA CONStRuCCIóN dEL

GASOduCtOOPERACIONES dE mutuO OtRAS OPERACIONES

RESARCImIENtOS A RECIBIR

Controladas (*):

Petroquisa 15.493 15.000 30.493

BR Distribuidora 1.433.990 500.528 233.226 2.167.744

Gaspetro 919.844 175.687 380.475 907.863 13.364 2.397.233

PifCo 6.789.417 59.249.325 28.380 66.067.122

PNBV 20.800 11.493 8.418 40.711

Downstream 48.781 415.665 464.446

Transpetro 506.935 242.000 748.935

PIB-BV Holanda 279.744 89.122 368.866

Brasoil 12.572 28.819.925 4.657 28.837.154

BOC 172 507.895 143 508.210

Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda 70.938 51.043 121.981




Termoeléctricas 364.919 3.125 108.562 262.042 738.649

Demás Controladas 57.361 11 57.372

10.620.569 987.986 500.530 907.863 89.550.219 130.731 102.697.898


Nova Transportadora do Nordeste – NTN 414.285 73.493 487.778

Nova Transportadora do Sudeste – NTS 453.954 34.136 488.090


PDET Off Shore 61.390 953.794 1.015.184

Cayman Cabiúnas Investment 82.346 82.346

Fondo de Inversión de Derechos Crediticios (**) (605.222) 6.338.839 5.733.617

Demás Controladas en conjunto 67.480 129 67.609

592.580 6.338.839 1.143.898 8.075.317

Empresas vinculadas 224.522 224.522

31/12/2008 11.437.671 6.338.839 987.986 500.530 907.863 89.550.219 130.731 1.143.898 110.997.737

31/12/2007 7.899.158 668.501 1.038.465 875.134 45.535.632 106.575 1.297.516 57.420.981

(*) Incluye a sus controladas y grupo de controladas en conjunto

(**) Incluye R$ 82.658 de gastos anticipados




tASAS dE LOS mutuOS ACtIVOS

INdEXAdOR 2008 2007

TJLP + 5% a.a. 54.587 293.618

LIBOR + 1 a 3%a.a. 88.577.145 44.578.600

1,70% a.a. 415.665 308.468

101% del CDI 240.780 192.976

14,5% a.a. 85.658 84.788

IGPM + 6%a.a. 176.384 77.178

Otras tasas 4

89.550.219 45.535.632




GASOduCtO BOLIVIA-BRASILEl Gasoducto Bolivia-Brasil, en el territorio boliviano, es propiedad de la empresa Gas

Transboliviano S.A. (GTB), teniendo Gaspetro participación minoritaria (11%) en el capi-

tal de dicha Compañía.

Para la construcción del trecho boliviano, se firmó un contrato con Yacimientos Pe-

trolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, posteriormente transferido para GTB, por destajo

global (turn key), por US$ 350 millones, que se está liquidando en 12 años, desde enero de

2000, a través de la prestación de servicios de transporte.

Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de los derechos al suministro futuro, por cuenta del

costo incurrido en la obra, hasta esa fecha, sumado el interés del 10,7% a.a., es de R$ 560.369

(R$ 506.239 al 31 de diciembre de 2007), siendo R$ 416.745 clasificados en el activo no co-

rriente como adelanto a proveedores (R$ 396.781 al 31 de diciembre de 2007) que incluye

el valor de R$ 141.530 (R$ 111.143 al 31 de diciembre de 2007) relacionado a la adquisición

anticipada del derecho de transporte 6 millones de metros cúbicos de gas por el plazo de

40 años (TCO – “Transportation Capacity Option”).

La titularidad del gasoducto en el tramo brasileño es de Transportadora Brasileira

Gasoduto Bolivia-Brasil S.A. (TBG), controlada de Gaspetro. Al 31 de diciembre de 2008, el

total de créditos de Petrobras con TBG, relacionados con la gestión, traspaso de costos y

financiaciones vinculadas con la construcción del gasoducto y adquisición anticipada del

derecho de transportar 6 millones de metros cúbicos de gas a lo largo de 40 años (TCO),

era de R$ 907.862 (R$ 875.134 al 31 de diciembre de 2007), y está clasificado en el activo no

corriente, como cuentas por cobrar, netas.




CONtROLANtE

tOtAL dEL PASIVO

PASIVO CORRIENtE PASIVO CORRIENtE PASIVO NO CORRIENtE

PROVEEdORES, PRINCIPALmENtE POR COmPRAS dE PEtRóLEO y SuS

dERIVAdOS

AdELANtOS dE CLIENtES

FLEtAmENtO dE PLAtAFORmAS

COmPROmISOS CONtRACtuALES CON tRANSF. dE

BENEFICIOS, RIESGOS y

CONtROLES dE BIENES

OPERACIONES CON PROyECtOS

EStRuCtuRAdOS

FLujO dE EFECtOS A COBRAR

CEdIdOS – FIdC

OtRAS OPERACIONES



CONtROLES dE BIENES

OPERACIONES dE mutuO

PRE-PAGO dE EXPORtACIONES

OtRAS OPERACIONES

Controladas (*):

Petroquisa (19.322) (27) (19.349)

BR Distribuidora (242.853) (24.412) (240.909) (508.174)

Gaspetro (629.703) (189.043) (818.746)

PifCo (54.009.095) (3.323.487) (813.358) (58.145.940)

PNBV (202.017) (1.390.655) (1.592.672)

Downstream (44.981) (44.981)

Transpetro (827.510) (50) (827.560)

PIB-BV Holanda (333.614) (15.589) (5) (349.208)

Brasoil (22.642) (1.121) (42.411) (66.174)

Petrobras Negócios Eletrônicos (4.055) (4.055)

Termoeléctricas (370.044) (18.395) (683.779) (1.072.218)

Demás controladas (4.029) (4.029)

(56.709.865) (3.553.652) (1.433.066) (18.395) (82) (683.779) (813.358) (240.909) (63.453.106)


PDET Offshore (541.078) (200.333) (1.682.043) (2.423.454)

Nova Transportadora do Nordeste – NTN (710.567) (925.037) (1.635.604)

Nova Transportadora do Sudeste – NTS (961.110) (924.391) (1.885.501)

Cayman Cabiunas Investment Co. (292.778) (181.022) (473.800)

Cia Locadora de Equipamentos Petrolíferos (778.326) (2.503.131) (3.281.457)

Cia Petrolífera Marlim (235.905) (319.115) (555.020)

Charter Development LLC (333.676) (3.676.965) (4.010.641)

Barracuda Caratinga Leasing Co BV (994.774) (458.231) (1.453.005)

Gasene Participações S/A (175.186) (1.301.253) (1.476.439)

Fondo de Inversión en Derechos Crediticios (5.764.529) (5.764.529)

Demás Controladas en conjunto (26.387) (11.956) (38.343)

(5.049.787) (212.289) (5.764.529) (11.971.188) (22.997.793)

Empresas vinculadas (72.773) (14.028) (46.261) (133.062)

31/12/2008 (56.782.638) (3.567.680) (1.433.066) (5.068.182) (212.289) (5.764.529) (82) (12.654.967) (46.261) (813.358) (240.909) (86.583.961)

31/12/2007 (27.443.288) (436.111) (1.163.670) (366.764) (431) (41.951) (705.686) (1.626.619) (31.784.520)

(*) Incluye sus controladas y grupo de empresas controladas indirectamente.

7.2 PASIVO




CONtROLANtE

tOtAL dEL PASIVO

PASIVO CORRIENtE PASIVO CORRIENtE PASIVO NO CORRIENtE

PROVEEdORES, PRINCIPALmENtE POR COmPRAS dE PEtRóLEO y SuS

dERIVAdOS

AdELANtOS dE CLIENtES

FLEtAmENtO dE PLAtAFORmAS



CONtROLES dE BIENES

OPERACIONES CON PROyECtOS

EStRuCtuRAdOS

FLujO dE EFECtOS A COBRAR

CEdIdOS – FIdC

OtRAS OPERACIONES



CONtROLES dE BIENES

OPERACIONES dE mutuO

PRE-PAGO dE EXPORtACIONES

OtRAS OPERACIONES

Controladas (*):

Petroquisa (19.322) (27) (19.349)

BR Distribuidora (242.853) (24.412) (240.909) (508.174)

Gaspetro (629.703) (189.043) (818.746)

PifCo (54.009.095) (3.323.487) (813.358) (58.145.940)

PNBV (202.017) (1.390.655) (1.592.672)

Downstream (44.981) (44.981)

Transpetro (827.510) (50) (827.560)

PIB-BV Holanda (333.614) (15.589) (5) (349.208)

Brasoil (22.642) (1.121) (42.411) (66.174)

Petrobras Negócios Eletrônicos (4.055) (4.055)

Termoeléctricas (370.044) (18.395) (683.779) (1.072.218)

Demás controladas (4.029) (4.029)

(56.709.865) (3.553.652) (1.433.066) (18.395) (82) (683.779) (813.358) (240.909) (63.453.106)


PDET Offshore (541.078) (200.333) (1.682.043) (2.423.454)

Nova Transportadora do Nordeste – NTN (710.567) (925.037) (1.635.604)

Nova Transportadora do Sudeste – NTS (961.110) (924.391) (1.885.501)


Cia Locadora de Equipamentos Petrolíferos (778.326) (2.503.131) (3.281.457)

Cia Petrolífera Marlim (235.905) (319.115) (555.020)

Charter Development LLC (333.676) (3.676.965) (4.010.641)

Barracuda Caratinga Leasing Co BV (994.774) (458.231) (1.453.005)

Gasene Participações S/A (175.186) (1.301.253) (1.476.439)

Fondo de Inversión en Derechos Crediticios (5.764.529) (5.764.529)


(5.049.787) (212.289) (5.764.529) (11.971.188) (22.997.793)

Empresas vinculadas (72.773) (14.028) (46.261) (133.062)

31/12/2008 (56.782.638) (3.567.680) (1.433.066) (5.068.182) (212.289) (5.764.529) (82) (12.654.967) (46.261) (813.358) (240.909) (86.583.961)

31/12/2007 (27.443.288) (436.111) (1.163.670) (366.764) (431) (41.951) (705.686) (1.626.619) (31.784.520)





7.3 RESuLtAdO

CONtROLANtE

RESuLtAdO

tOtAL dEL RESuLtAdOINGRESOS OPERAtIVOS, PRINCIPALmENtE POR

VENtAS

INGRESOS (GAStOS) FINANCIEROS NEtOS

CAmBIOS mONEtARIOS y CAmBIARIOS NEtOS

Controladas (*):

Petroquisa 178.771 1.271 180.042

BR Distribuidora 50.378.902 (82.221) 15.201 50.311.882

Gaspetro 4.885.016 (27.605) 241.839 5.099.250

PifCo 20.459.095 (242.125) 1.901.889 22.118.859

PNBV (509.707) (509.707)

Downstream 4.610.498 5.002 166.146 4.781.646

Transpetro 486.950 10.145 497.095

PIB-BV Holanda 123.431 2.025 125.456

Brasoil 1.354.460 7.638.177 8.992.637

BOC 29.886 127.452 157.338

ALVO 2.281.750 2.281.750

Quattor Participações 1.457.703 1.457.703




Termoelétricas 199.737 (130.923) (8.279) 60.535

Demás Controladas 35 10 21 66

85.813.454 908.777 9.586.283 96.308.514


Nova Transportadora do Nordeste _ NTN 21.854 (352.136) (330.282)

Nova Transportadora do Sudeste –NTS 20.299 (411.719) (391.420)


Cia Petrolífera Marlim (109.636) (109.636)

Cia. Locadora de Equipamentos Petrolíferos (533.543) (533.543)

PDET Offshore (159.701) (159.701)

Charter Development LLC (68.878) (906.161) (975.039)

Barracuda Caratinga Leasing Co BV (43.309) (381.079) (424.388)


Gasene Participações S/A 109.953 (24.726) 85.227

Fondo de Inversión en Derechos Crediticios (78.417) (78.417)


280.013 (1.836.020) (1.406.189) (2.962.196)

Empresas vinculadas 6.517.248 (4.310) 7.574 6.520.512

31/12/2008 92.610.715 (931.553) 8.187.668 99.866.830

31/12/2007 74.322.002 1.214.112 (3.393.971) 72.142.143





7.4 GARANtíAS OBtENIdAS y CONCEdIdAS

Petrobras tiene por procedimiento conceder garantías a las subsidiarias y controladas

para algunas operaciones financieras realizadas en el exterior.

Las garantías ofrecidas por Petrobras se efectúan con base en cláusulas contractuales

que sirven de base a las operaciones financieras entre las subsidiarias y terceros, asegurando

la compra de la deuda en caso de atraso de pago por parte de las subsidiarias y controladas.

Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, las operaciones financieras realizadas por estas

subsidiarias y garantizadas por Petrobras presentan los siguientes saldos a liquidar:

FEChA dE VENCImIENtOdE LA OPERACIóN

2008 2007

BRASOIL PNBV PIFCO PIB-BV tOtAL tOtAL

2008 14.954

2009 1.857.915 210.330 2.068.245 1.727.018

2010 244.904 759.525 1.004.429 928.020

2011 1.109.140 575.720 1.684.860 1.397.555

2012 1.103.064 1.103.064 956.502

2013 198.645 874.531 1.073.176 813.400

2014 em diante 5.652.930 12.970.607 701.100 19.324.637 14.459.754

244.904 9.921.694 15.390.713 701.100 26.258.411 20.297.203

En conformidad con el Decreto 4.543/2002 que estableció el régimen aduanero especial de

exportación y de importación de bienes destinados a las actividades de investigación y ex-

tracción de los yacimientos de petróleo y de gas natural – Repetro, Petrobras ha efectuado

importación y exportación de equipos y materiales bajo ese régimen. El beneficio de estas

operaciones realizadas vía Repetro es la suspensión temporal de los impuestos federales

por el plazo en que los referidos materiales y equipos permanezcan en Brasil. Para la con-

cesión de este beneficio se exige una Fianza Idónea, firmada por terceros, como forma de

garantía de la recaudación de los tributos suspendidos.

Las Fianzas Idóneas han sido concedidas por Petrobras Distribuidora S/A – BR y

Petrobras Gás S/A – Gaspetro y la remuneración cobrada se ha fijado en el 0,30% al año

sobre el monto de los tributos federales suspendidos.




Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, los gastos anuales realizados por Petrobras para la

obtención de las Fianzas Idóneas fueron los siguientes:

2008 2007

BR 21.582 41.903

Gaspetro 1.297

total 22.879 41.903

7.5 tRANSACCIONES CON ENtIdAdES GuBERNAmENtALES y FONdOS dE PENSIóN

La Compañía es controlada por el Gobierno Federal y mantiene diversas transacciones

con entidades gubernamentales en el curso normal de sus operaciones.

Las transacciones significativas con entidades gubernamentales y con fondos de pen-

sión tuvieron como resultado los saldos siguientes:

CONSOLIdAdO

2008 2007

ACtIVO PASIVO ACtIVO PASIVO

Petros (Fondo de Pensión) 479.581 1.296.810 411.759

Banco do Brasil S.A. 750.798 5.100.281 2.812.802 601.042

BNDES 10.726.041 6.731.721

Caixa Econômica Federal 1.669 3.617.670

Gobierno Federal – Dividendos Propuestos 3.193.964 2.119.887

Depósitos vinculados para procesos judiciales (CEF y BB) 1.581.541 82.489 1.529.964 155.475

Cuenta de petróleo y alcohol – créditos con el Gobierno Federal 809.673 797.851

Títulos Gubernamentales 7.412.913 3.675.246

Otros 730.158 589.065 889.799 704.101

11.286.752 23.789.091 11.002.472 10.723.985

Corriente 4.782.062 7.366.018 3.556.208 4.960.750

No corriente 6.504.690 16.423.073 7.446.264 5.763.235




Los saldos se clasifican en el Balance General, conforme se determina a seguir:

CONSOLIdAdO

2008 2007

ACtIVO PASIVO ACtIVO PASIVO

Activo

Corriente: 4.782.062 3.556.208

Efectivos y equivalentes al efectivo 4.168.488 3.045.885

Cuentas por cobrar, netas 62.305 261.194

Otros activos corrientes 551.269 249.129

No corriente: 6.504.690 7.446.264

Cuenta petróleo y alcohol – STN 809.673 797.851

Depósitos judiciales 1.580.435 1.529.964

Adelanto para plan de pensión 1.296.810

Títulos y valores mobiliarios 3.941.889 3.392.129

Otros activos no corrientes 172.693 429.510

Pasivo

Corriente: 7.366.018 4.960.750

Financiaciones 2.617.666 1.888.573

Dividendos propuestos 3.949.365 2.119.887

Otros pasivos corrientes 798.987 952.290

No corriente: 16.423.073 5.763.235

Financiaciones 16.278.387 5.553.025

Otros pasivos no corrientes 144.686 210.210

11.286.752 23.789.091 11.002.472 10.723.985




7.6 REmuNERACIóN dE dIRECtIVOS y EmPLEAdOS dE LA CONtROLANtE (EN REALES)

El Plan de Cargos y Salarios así como de Beneficios y Ventajas de Petrobras y la legislación

específica, establecen los criterios para todas las remuneraciones atribuidas por la Com-

pañía a sus directores y empleados.

En el ejercicio 2008, la mayor y la menor remuneración atribuidas a los empleados

que ocupaban cargos permanentes, relativas al mes de diciembre, fueron de R$ 51.708,73

y R$ 1.539,43 (R $45.245,18 y R$ 1.400,88 al 31 de diciembre de 2007), respectivamente.

La remuneración promedio en el ejercicio de 2008 fue de R$ 7.916,16 (R$ 7.250,49 al 31 de

diciembre de 2007).

Con relación a los directivos de la Compañía, la mayor remuneración en 2008, toman-

do también como base el mes de diciembre, correspondió a R$ 59.465,04 (R$ 52.031,96 al

31 de diciembre de 2007).

El total de la remuneración de beneficios de corto plazo para el personal-clave de la

Compañía durante el ejercicio de 2008, fue de R$ 6.812.072,23 (R$ 6.357.666,58 al 31 de

diciembre de 2007), referente a siete directores y ocho consejeros.

8 EXIStENCIAS


2008 2007 2008 2007

Productos:

Derivados de petróleo (*) 5.587.327 4.823.515 3.993.002 3.378.905

Alcohol (*) 598.382 320.131 281.180 89.612

6.185.709 5.143.646 4.274.182 3.468.517

Materias primas, principalmente petróleo bruto (*) 8.363.429 8.132.362 5.297.904 5.805.167

Materiales y suministros para mantenimiento (*) 3.362.265 2.832.548 2.865.459 2.503.489

Adelantos a proveedores 1.654.610 1.346.742 1.609.257 1.224.645

Otros 715.087 380.456 105.096 35.073

total 20.281.100 17.835.754 14.151.898 13.036.891

Corriente 19.977.171 17.599.001 13.847.969 12.800.138

No corriente 303.929 236.753 303.929 236.753

(*) Incluye importaciones en curso.




9 CuENtAS PEtRóLEO y ALCOhOL – StNDestinadas a concluir la liquidación de cuentas con la Unión, de acuerdo con lo previsto

en la Medida Provisional n° 2.181, del 24 de agosto de 2001, Petrobras, después de haber

prestado todas las informaciones requeridas por la Secretaria del Tesoro Nacional – STN,

busca resolver las diferencias aún existentes entre las partes.

Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de la cuenta de R$ 809.673 (R$ 797.851 al 31 de

diciembre de 2007) podrá ser liquidado por la Unión por medio de la emisión de tí-

tulos del Tesoro Nacional, de valor igual al saldo final de la liquidación de cuentas o

mediante compensación con otros montantes que Petrobras pueda deber al Gobierno

Federal, en la época, incluso los correspondientes a impuestos o una combinación de

las operaciones anteriores.




Las Notas del Tesoro Nacional - Serie B fueron dadas como garantía a Petros, el día 23 de

octubre de 2008, después de la firma del Término de Compromiso Financiero entre Pe-

trobras y subsidiarias patrocinadoras del Plan Petros, entidades Sindicales y Petros, para

liquidación de las obligaciones con el Plan de Pensión. El valor nominal de las NTN-B está

indexado a la variación del Índice Nacional de Precios al Consumidor Amplio – IPCA. Los

cupones de interés se pagarán semestralmente a la tasa del 6% a.a. sobre el valor nominal

actualizado de esos títulos y los vencimientos son de 2024 a 2035. Al 31 de diciembre de

2008, los saldos de las NTN-B están actualizados de acuerdo con su valor de mercado,

teniendo como base el precio promedio divulgado por la Asociación Nacional de las Insti-

tuciones del Mercado Financiero – ANDIMA.

Los Certificados B fueron recibidos por Brasoil por cuenta de la venta de plataformas

en 2000 y 2001, con vencimientos semestrales hasta 2011 y rindiendo intereses equivalen-

tes a Libor más el 0,70% a.a. hasta el 4,25% a.a.

10 títuLOS y VALORES mOBILIARIOS


2008 2007 2008 2007

Disponibles para venta 3.773.133 3.378.692 3.589.343 3.378.692

Para negociación 132.178 422.678

Mantenidos hasta el vencimiento

449.720 710.788 8.419 8.307

4.355.031 4.512.158 3.597.762 3.386.999Menos: porción corriente de títulos y valores mobiliarios

288.751 589.788

Porción no corriente de títulos y valores mobiliarios

4.066.280 3.922.370 3.597.762 3.386.999


2008 2007 2008 2007

NTN-B 3.778.198 3.378.692 3.589.343 3.378.692

Títulos bancarios 239.685

Certificados B 119.032 135.682

Otros 169.050 168.311 8.419 8.307

4.066.280 3.922.370 3.597.762 3.386.999

Los títulos y valores mobiliarios, clasificados en el no corriente, se componen de:




11 PROyECtOS EStRuCtuRAdOSPetrobras desarrolla proyectos en conjunto con instituciones financieras nacionales e

internacionales y con empresas del sector petrolero y de energía, con el propósito de

promover la inversión necesaria en áreas de negocios en las cuales la Compañía actúa.

Considerando que los proyectos estructurados se llevan a la práctica a través de So-

ciedades de Propósito Específico, cuyas actividades son controladas por Petrobras, los

gastos realizados por la Compañía debido a proyectos en negociación o ya negociados

con terceros están clasificados en los estados contables consolidados, en el activo no

corriente - Bienes de Uso.

11.1 SOCIEdAdES dE PROPóSItOS ESPECíFICOS

Proyectos estructuradosa.

PROyECtO/ VALOR EStImAdO dE LA INVERSIóN

FINALIdAd PRINCIPALES GARANtíAS FASE ACtuAL

Barracuda y CaratingaUS$ 3,1 mil millones

Posibilitar el desarrollo de la producción de los campos de Barracuda y Caratinga, de la Cuenca de Campos. La SPE Barracuda y Caratinga Leasing Company B.V. (BCLC), es responsable de la constitución de todos los activos (pozos, equipos submarinos y unidades de producción) que requiere el proyecto, siendo también propietaria de los mismos.

Garantía de Brasoil para cobertura de necesidades financieras de BCLC.

En operación.

Marlim US$ 1,5 mil millones

Consorcio con la Companhia Petrolífera Marlim (CPM), que pone a disposición de Petrobras equipossubmarinos de producción de petróleo del campo de Marlim.

El 70% de la producción del campo limitado a 720 días.

En operación. Está previsto para el 1er. trimestre de 2009 el ejercicio de la opción de compra de MarlimPar por Petrobras.

NovaMarlimUS$ 834 millones

Consorcio con NovaMarlim Petróleo S.A. (NovaMarlim) que pone a disposición equipos submarinos de producción de petróleo y reembolsa, a través de adelanto ya efectuado a Petrobras, costos operativos derivadosde la operación y mantenimiento de los activos del campo.

El 30% de la producción del campo limitado a 720 días.

En operación.

CLEPUS$ 1,25 mil millones

La Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP, pone a disposición de Petrobras activos vinculados con la producción de petróleo ubicados en la Cuenca de Campos, a través de contrato de alquiler con plazo de 10 años, al término del cual Petrobras tendrá derecho de adquirir las acciones de SPE o los activos del proyecto.

Pagos anticipadosde alquiler si losingresos no fueran suficiente para cumplir las obligaciones con financiadores

En operación.

PDETUS$ 1,18 mil millones

PDET Offshore S.A. es la futura propietaria de los activos del proyecto, cuyo objetivo es mejorar la infraestructura de transferencia del petróleo producido en la Cuenca deCampos a las refinerías de la Región Sudeste y a la exportación. Los activos, una vez constituidos, se alquilarán posteriormente a Petrobras hasta el año 2019.

Se darán en garantíatodos los activos delproyecto.

En operación.




PROyECtO/VALOR EStImAdO dE LA INVERSIóN

FINALIdAd PRINCIPALES GARANtíAS FASE ACtuAL

MalhasUS$ 1,11 mil millones

Consorcio entre Transpetro, Transportadora Nordeste Sudeste (TNS), Nova Transportadora do Sudeste (NTS) y Nova Transportadora do Nordeste (NTN). NTS y NTN contribuyen a través de la constitución de activos relacionados al transporte de gas natural. TAG (compañía 100% Gaspetro) provee activos ya constituidos anteriormente. Transpetro se desempeña como operadora de los gasoductos.

Pagos anticipadospor capacidad detransporte paracubrir eventualesdeficiencias deefectivo delconsorcio.

El tramo Campinas-Rio, en operación, se concluyó el 18 de mayo de 2008, mientras que el tramo Catu-Carmópolis se encuentra en fase de conclusión.

Moderniza-ción de RevapUS$ 1,2 mil millones

El objetivo de este proyecto es aumentar la capacidad de la Refinaria Henrique Lage (Revap) de procesar petróleo pesado nacional, ajustar el diesel por ella producido a las nuevas especificaciones nacionales y reducir la cantidad de emisión de contaminante. Se creó la Cia. de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI que construirá y alquilará para Petrobras una unidad de Coquización Retardada, una unidad de Hidrotratamiento de Nafta de Coque y unidades relacionadas a ser instaladas en aquella refinería. El Directorio Ejecutivo autorizó el aumento de la inversión en US$ 300 millones.

Pagos anticipadosde alquiler paracubrir eventualesdeficiencias de efectivode CDMPI.

En fase de constitución de los activos.

CabiúnasUS$ 850 millonesConsolidados en el contrato de leasing

Proyecto que tiene por objetivo aumentar la capacidad de flujo de la producción de gas de la Cuenca de Campos. Cayman Cabiunas Investment Co. Ltd. (CCIC), pone los activos a disposición de Petrobras por medio de contrato de leasing internacional.

Garantía en prenda de 10,4 mil millones de m3 de gas.

En operación.

Otros(Albacora, Albacora/Petros y PCGC)US$ 495,5 millones

Titularidad de losactivos o pagoadicional de alquilercaso la ganancia nosea suficiente paraatender a lasobligaciones confinanciadores.

En operación.



Consolidadas y Controlante

Proyectos en estructuraciónb.

PROyECtO/ VALOR EStImAdO dE LA INVERSIóN

FINALIdAdPRINCIPALES GARANtíAS

FASE ACtuAL

Gasene US$ 3 mil millones

Transportadora Gasene S.A. es la responsable por la construcción y futura propietaria de gasoductos de transporte de gas natural con extensión total de 1,4 mil Km. y capacidad de transporte de 20 millones de metros cúbicos por día, conectando el Terminal de Cabiúnas en Rio de Enero hasta la ciudad de Catu en Bahia.

Pignoración de derechos crediticios.Pignoración de las acciones SPE.

Firmada en diciembre de 2007 con el BNDES una financiación a largo plazo por el valor equivalente de R$ 4,51 mil millones*, incluyéndose un traspaso de recursos del China Development Bank (CDB) por un valor de US$ 750 millones. Obtención de préstamo con el BB Fund SPC por un valor máximo de R$ 800 millones* para construcción del gasoducto, con emisión de US$ 210 millones en Letras de Cambio, en octubre de 2006 y US$ 100 millones en diciembre de 2008. El primer trecho del proyecto Gasene, el Gasoducto Cabiúnas-Vitória entró en operación el 10 de noviembre de 2008. El segundo tramo, el gasoducto Cacimbas-Catu se encuentra en fase de construcción.

Marlim Leste(P-53)US$ 1,8 mil millones

Para desarrollar la producción del campo de Marlim Leste, Petrobras utilizará una Unidad Estacionaria de Producción (UEP), P-53, que se fletará a Charter Development LLC.El contrato de flete, bajo la modalidad casco desnudo (Bare Boat Charter), se firmará por un período de 15 años, contados a partir de la fecha de su celebración.

Se darán en garantía todos los activos del proyecto.

La construcción de la plataforma se concluyó en septiembre de 2008. El proyecto entró en operación a finales de noviembre de 2008.

AmazôniaUS$ 1,4 mil millones

Construcción de un gasoducto de 385 Km. de extensión, entre Coari y Manaus y la construcción de un ducto de GLP de 285 Km de extensión, entre Urucu y Coari, ambos bajo la responsabilidad de Transportadora Urucu-Manaus S.A.; y construcción de una termoeléctrica, en Manaus, con capacidad de 488 MW. a través de la Companhia de Geração Termelétrica Manauara S.A.

Pignoración de Derechos Crediticios.Pignoración de las Acciones de SPE.

Firmado en diciembre de 2007 con el BNDES una financiación de largo plazo por un valor de R$ 2,49 mil millones*. Obtención de préstamo con el BB Fund SPC por un valor máximo de R$ 1 mil millones*, de los cuales ya se han emitido US$ 415 millones en Letras de Cambio. El ducto de GLP y el gasoducto están en fase de construcción mientras que los ramales de Aparecida y Mauá se encuentran en fase de contratación.

MexilhãoUS$ 756 millones

Constitución de una plataforma (PMxL-1) de exploración de gas natural de los Campos de Mexilhão y Cedro, en la Cuenca de Santos, Estado de São Paulo, que será propiedad de la Companhia Mexilhão do Brasil (CMB), responsable por la captación de los recursos necesarios para la constitución de la misma. Después de constituida, la PMxL-1 será alquilada a Petrobras, poseedora de la concesión para exploración y producción de los referidos campos.

A definir.

Obtención de recursos de corto plazo por un valor máximo de US$ 566 millones, a través de la emisión de Letras de Cambio adquiridas por el BB Fund. Obtención de financiación de corto plazo con el BNDES por un valor de R$ 528 millones*, en diciembre de 2008. La constitución de los activos está en curso.

* Valores em reales




11.2 RESARCImIENtOS POR COBRAR y PROyECtOS EN NEGOCIACIóN

El saldo por cobrar, neto de los adelantos recibidos, referente a los gastos ya realizados por

Petrobras con proyectos ya negociados con terceros, está clasificado en el activo realizable

a largo plazo como Proyectos Estructurados y tiene la composición siguiente:

CONtROLANtE

2008 2007

Proyectos

Cabiunas 752.926 752.958

PDET 953.794 952.386

Malhas-Nordeste 96.353 96.347

Malhas-Sudeste 78.645 71.323

Otros 128 128

total 1.881.846 1.873.142

Adelantos (737.948) (575.626)

total neto de resarcimientos por cobrar 1.143.898 1.297.516

Proyectos en negociación 895.395 (*) 206.197

total de proyectos estructurados 2.039.293 1.503.713

(*) Incluye los gastos ya realizados por Petrobras con proyectos para los cuales aún no hay aliados definidos.

11.3 OBLIGACIONES CON PROyECtOS EStRuCtuRAdOS

CONtROLANtE

PROyECtO 2008 2007

PDET Offshore S.A. PDET 200.333 200.333

NovaMarlim Petróleo S.A. NovaMarlim 11.957 166.431

total 212.290 366.764

Proyecto PDETa.

PDET Offshore S.A. traspasó a Petrobras R$ 1.198.357 en concepto de anticipo por la

venta futura de activos y reembolso de gastos incurridos por Petrobras. En diciembre

de 2007, Petrobras cedió un contrato con el Consorcio Norberto Odebrecht Engenha-

ria S.A.-(CON) para PDET Offshore S.A, en el valor total de R$ 998.024. De esa forma,

Petrobras quedó con el saldo de R$ 200.333, clasificado en el pasivo corriente, como

Proyectos Estructurados.




Proyecto NovaMarlimb.

NovaMarlim Petróleo S.A. proporcionó recursos para el proyecto, cuyo saldo, neto

de los gastos operativos ya realizados por Petrobras, es del orden de R$ 2.102.579

(R$ 1.948.104 al 31 de diciembre de 2007) y de activos transferidos del orden de

R$ 49.465. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de la obligación ascendía a R$ 11.957

(R$ 166.431 al 31 de diciembre de 2007), clasificados en el pasivo corriente, como

Proyectos Estructurados.

11.4 CuENtAS POR PAGAR REFERENtES A LOS CONSORCIOS

CONSOLIdAdO

2008 2007

Cia. Petrolífera Marlim 115.515 4.302

Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros 73.343 37.168

total 188.858 41.470

Petrobras mantiene contratos de consorcios con el objetivo de complementar el desarrollo

de la producción de yacimientos de petróleo, cuyo saldo por pagar a las sociedades del

consorcio totalizaba, al 31 de diciembre de 2008, R$ 188.858 (R$ 41.470 al 31 de diciembre

de 2007), clasificados en el pasivo corriente, como Proyectos Estructurados.




12 dEPóSItOS judICIALESLos depósitos judiciales se presentan de acuerdo con la naturaleza de las correspon-

dientes causas:


2008 2007 2008 2007

Laborales 608.383 570.263 581.623 544.043

Fiscales (*) 895.430 860.126 659.053 675.633

Civiles (*) 339.508 252.063 298.944 223.024

Otros 9.771 11.043 2.758 2.958

total 1.853.092 1.693.495 1.542.378 1.445.658

(*) Neto del depósito relacionado a proceso judicial provisionado, cuando sea pertinente.

OtRAS INFORmACIONESBegistro e incautación de recaudaciones consideradas indebidas de ICMS/ ›sustitución tributaria

En el período de 2000 y 2001, Petrobras fue procesada en los tribunales de los Estados

de Goiás, Tocantins, Bahia, Pará, Maranhão y del Distrito Federal, por distribuidoras

de petróleo, bajo la supuesta alegación de no traspasar a los gobiernos de los estados

el Impuesto sobre la Circulación de Mercancías y Servicios – ICMS retenido, conforme

determinado por la ley, en el acto de la venta de los combustibles.

De los valores de esas causas, cerca de R$ 80.159 fueron efectivamente retirados de

las cuentas de la Compañía debido a sentencias judiciales de reparación preliminar.

Mediante recurso procesal, tales sentencias se anularon.

Petrobras, con el apoyo de las autoridades provinciales y federales, además de con-

seguir impedir que se efectuen otras retiradas, realiza todos los esfuerzos posibles,

tendientes a obtener que se le reembolsen las cuantías indebidamente extraídas de

sus cuentas.

La posición actual de nuestros asesores jurídicos es la de que no hay expectativa de

futuros desembolsos para la Compañía en relación a esos procesos.

Otros procesos judiciales ›Los tribunales determinaron el bloqueo de valores en efectivo por cuenta de procesos

laborales que alcanzaban a R$ 34.767 al 31 de diciembre de 2008 (R$ 43.956 al 31 de

diciembre de 2007), clasificados en el activo no corriente como bloqueos judiciales.




13 INVERSIONES

13.1 INFORmACIONES SOBRE LAS SuBSIdIARIAS, CONtROLAdAS, CONtROLAdAS EN CONjuNtO y COLIGAdAS

CAPItALSuSCRItO

AL 31 dEdICIEmBRE

dE 2008

mILES dE ACCIONES/CuOtAS PAtRImONIONEtO

(PASIVO AL(dESCuBIERtO)

GANANCIANEtA

(PéRdIdA) dELEjERCICIO

ACCIONESORdINARIAS/

CuOtAS

ACCIONESPREFERIdAS

Subsidiarias y controladas:

Petrobras Distribuidora S.A. - BR 4.482.082 42.853.453 7.360.541 1.317.319

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro 2.681.460 1.677 418 4.089.691 739.887

Petrobras Netherlands B.V. - PNBV 30 181 3.087.528 1.294.475

Termorio S.A. 2.785.000 2.785.000 2.811.810 232.395

Braspetro Oil Services Company - Brasoil 266.404 106.210 1.913.676 41.132

Petrobras Transporte S.A. - Transpetro 1.470.205 1.470.205 1.895.702 380.989

Petrobras Química S.A. - Petroquisa 1.338.977 13.508.637 12.978.886 1.656.090 (470.589)

Petrobras International Finance Company - PifCo 531.479 300.050 (1.495.779) (1.291.139)

Petrobras International Braspetro - PIB BV 3.212 2 (1.151.685) (1.873.920)

Termomacaé Ltda. 934.015 934.015 (*) 832.509 105.815

Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda. 630.904 619 (*) 634.124 51.747

Refinaria Abreu e Lima S.A. 474.904 474.904 474.907 3

Braspetro Oil Company - BOC 89 50 (359.132) 144.262

Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN 216.852 18.852 (*) 243.207 46.068

FAFEN Energia S.A. 380.574 380.574 219.073 (3.311)

Termoceará Ltda. 275.226 275.226 (*) 200.754 22.219

Baixada Santista Energia Ltda. 218.456 218.456 (*) 198.512 (19.944)

Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE 255.556 255.556 (*) 183.279 59.678

Downstream Participações Ltda. 630.000 630.000 (*) 168.835 (989.275)

Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. 109.127 97.863 148.106 2.942

Ipiranga Asfalto S.A. 16.008 16.008 40.860 9.973

Petrobras Biocombustível S.A. 40.010 4.010 40.010

Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda. 6.218 6.218 (*) (38.276) 2.755

Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro 21.000 21.000 23.685 2.685

Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 656 117.127 (*) (22.614) (73.344)

Termobahia S.A. 311.752 52 (20.032) (36.168)

5283 Participações Ltda. 1.421.604 1.421.604 (*) (318) (114.057)

Cordoba Financial Services GmbH 94 1 (**) 281 (144)

Controladas indirectamente:

Termoaçu S.A. 669.997 1.150.989 672.728 2.731




CAPItALSuSCRItO

AL 31 dEdICIEmBRE

dE 2008

mILES dE ACCIONES/CuOtAS PAtRImONIONEtO

(PASIVO AL(dESCuBIERtO)

GANANCIANEtA

(PéRdIdA) dELEjERCICIO

ACCIONESORdINARIAS/

CuOtAS

ACCIONESPREFERIdAS

UTE Norte Fluminense S.A. 481.432 481.432 557.395 44.700

Ibiritermo S.A. 7.649 7.652 180.856 66.247

Breitener Energética S.A. 160.000 77.740 151.939 7.089

Brasil PCH S.A. 109.032 94.188 14.844 140.181 (357)

Brasympe Energia S.A. 26.000 260.000 75.321 223

Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. 297 100 196 (60.853) (29.605)

Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS

58.400 58.400 58.355 (37)

Cia Energética Manauara S.A 32.000 32.000 31.223 7.754

Brentech Energia S.A. 25.901 40.901 25.901

Projetos de Transporte de Álcool S.A. - PMCC 2.430 2.430 2.430

GNL do Nordeste Ltda. 7.507 7.507 (*) 720

Empresas vinculadas:

Quattor Participações S.A. 2.202.111 19.315 1.533.327 (643.000)

UEG Araucária Ltda. 707.440 707.440 (*) 661.915 (5)

Arembepe Energia S.A. 45.218 45.218 45.218

Energética Camaçari Muricy I Ltda. 43.436 43.436 (*) 43.436

Termelétrica Potiguar S.A. - TEP 11.091 5.100 10.280 (3.344)

Companhia Energética Potiguar S.A. 7.632 1 7.632

Energética SUAPE II 6.967 6.967 3.926

Bioenergética Britarumã S.A. 110 110 110

(*) Cuotas

(**) Cantidades de acciones en unidades

dESCRIPCIóN dE LAS ACtIVIdAdES dE LAS SuBSIdIARIAS y CONtROLAdAS

Petrobras Química S.A. - Petroquisaa.

Participa en empresas cuyo objetivo es la fabricación, comercialización, distribución,

transporte, importación y exportación de productos de las industrias química y petro-

química y presta servicios técnicos y administrativos relacionados con esas actividades.

Petrobras Distribuidora S.A. - BR Distribuidorab.

Opera en el área de distribución, comercialización e industrialización de productos y

derivados de petróleo, alcohol, energía y otros combustibles.

Petrobras Gás S.A. - Gaspetroc.

Participa en empresas que operan en el transporte de gas natural, en la transmisión de

señales de datos, voz e imagen a través de sistemas de telecomunicaciones de cable y

radio y en la prestación de servicios técnicos relacionados con esas actividades. Partici-




pa también en diversas distribuidoras de gas de los estados, ejerciendo el control com-

partido que se consolida en la proporción de las participaciones en el capital social.

Petrobras Transporte S.A. - Transpetrod.

La empresa lleva a cabo, en forma directa o a través de controlada, el transporte y

almacenamiento de granos, de petróleo y sus derivados y gas en general, a través de

ductos, terminales y embarcaciones propias o de terceros.

Downstream Participações Ltda.e.

Participa en sociedades que actúan en el segmento de refinación.

Petrobras International Finance Company - PifCof.

Realiza actividades de comercialización de petróleo y productos derivados del petró-

leo en el exterior, actúa como intermediaria en la compra y venta de petróleo, pro-

ductos derivados de petróleo y materiales para empresas participantes en el Sistema

Petrobras y capta fondos en el exterior.

Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIB BVg.

Participa en empresas que actúan en el exterior en la investigación, extracción, indus-

trialización, comercialización, transporte, almacenamiento, importación y exporta-

ción de petróleo y sus derivados, así como la prestación de servicios y otras actividades

relacionadas con los diversos segmentos de la industria del petróleo.

Braspetro Oil Services Company - Brasoilh.

Tiene como objetivo la prestación de servicios en todas las áreas de la industria del

petróleo, así como en la comercialización de petróleo y sus derivados.

Petrobras Netherlands B.V. - PNBVi.

Actúa, directamente o a través de controladas, en las actividades de compra, venta,

lease, alquiler o fletamento de materiales, equipos y plataformas para la exploración y

producción de petróleo y gas.

5283 Participações Ltda.j.

Sociedad por cuotas de responsabilidad limitada, con sede en la ciudad de Rio de Ja-

neiro y cuyo objetivo es la participación en el capital de otras sociedades.

Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-PETROk.

Tiene como objetivo la participación en el capital social de otras sociedades que ten-

gan por objeto actividades realizadas por Internet o medios electrónicos.

Braspetro Oil Company - BOCl.

Tiene como objetivo promover la investigación, extracción, industrialización, comer-

cialización, transporte, almacenamiento, importación y exportación de petróleo y sus

derivados, así como la prestación de servicios y otras actividades relacionadas con los

diversos segmentos de la industria del petróleo.




Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FIIm.

Tiene el objetivo de viabilizar la construcción de 4 edificios administrativos en Ma-

caé por medio de la emisión de Certificados por Cobrar Inmobiliarios por medio de la

empresa Rio Bravo Securitizadora S.A., con lastre en derechos crediticios de alquiler

con Petrobras.

Termoeléctricasn.

Termorio S.A.; FAFEN Energia S.A.; Baixada Santista Energia Ltda.; Termomacaé »

Ltda.; SFE - Sociedade Fluminense de Energia Ltda.; Termoceará Ltda.; Termo-

bahia S.A.; Ibiritermo S.A. y Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A.

El conjunto de empresas anteriormente enumerado tiene por objetivo la implantación

y explotación comercial de centrales termoeléctricas, algunas con proceso de cogene-

ración, todas ellas localizadas en el territorio nacional, utilizando gas natural como

combustible para la generación de energía eléctrica.

Se componen de usinas termoeléctricas con potencia instalada, o en fase final de

instalación de 3,4 GW (no auditado), siendo esta capacidad comercializada por medio

de subastas de ANEEL, contratos de comercialización de energía y exportaciones.

Comercializadoras de Energía Eléctricao.

Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN; y Termomacaé Comerciali- »

zadora de Energia Ltda. - TMC.

Las comercializadoras anteriormente enumeradas centralizan la gestión de la cartera

de compra y venta de energía eléctrica del Sistema Petrobras, siendo responsables por

las operaciones de venta de energía eléctrica de los activos de generación del Sistema

Petrobras y eventual compra de energía eléctrica del mercado.

Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda.p.

Sociedad limitada cuya finalidad es la importación, exportación, almacenamiento pro-

visional, beneficiación, venta, transporte y distribución de productos de petróleo, sus

derivados y otros productos relacionados, incluso neumáticos, baterías y accesorios

automovilísticos, así como también los respectivos equipos, instalaciones, aparatos y

máquinas del ramo en general, sea de origen nacional o extranjero, pudiendo prestar

servicios relacionados y también realizar todo tipo de actividades adicionales.

Petrobras Biocombustível S.A.q.

Tiene por objetivo desarrollar la producción de etanol, biodiesel y de todos los demás

productos y actividades relacionados o similares y la generación de energía eléctri-

ca asociada a sus operaciones, pudiendo también explotar todas esas actividades por

medio de la participación en otras sociedades, así como promover la integración de

diversas áreas de la empresa, alrededor del tema de los biocombustibles.




Refinaria Abreu e Lima S.A.r.

Sociedad anónima de capital cerrado cuyo objetivo es la construcción y operación de

una Refinería de Petróleo en Ipojuca - Estado de Pernambuco, así como la refinación,

procesamiento, comercialización, importación, exportación y transporte de petróleo

y sus derivados, relacionados y biocombustibles.

Ipiranga Asfalto S.A.s.

Tiene como actividad principal la fabricación y comercialización de emulsiones y pro-

ductos derivados de asfaltos en general, productos químicos, anticorrosivos, detergen-

tes, aceites y grasas lubricantes y productos derivados de hulla.

Córdoba Financial Services Gmbh - CFSt.

Sociedad por Cuotas de Responsabilidad Limitada, con sede en Viena, Austria, cuyo

objetivo es la participación en el capital de otras sociedades en Austria y en el exterior.

Córdoba es la única accionista del World Fund Financial Services (WFFS), Compañía

constituida de acuerdo con las leyes de las Islas Caimán, cuyo objetivo es actuar en

operaciones bancarias y financieras, fuera de las Islas Caimán.

13.2 dESCRIPCIóN dE LAS ACtIVIdAdES dE LAS CONtROLAdAS EN CONjuNtO

Petrobras ejerce el control compartido sobre las termoeléctricas Termoaçu, UTE Norte

Fluminense, Brentech, Brasympe Energia, Breitener Energética y Cia Energética Manaua-

ra; las empresas de biocombustibles PMCC y PCBIOS; la unidad de regasificación de gas

natural licuado GNL del Nordeste, que fueron consolidadas en la proporción de las par-

ticipaciones en el capital social y sobre Brasil PCH que posee participación en pequeñas

centrales hidroeléctricas.

GNL do Nordeste es una unidad de regasificación de gas natural licuado que se cons-

truirá en el complejo Industrial y Portuario de Suape, en el Estado de Pernambuco, con el

objetivo de la revaporización del GNL.




13.3 CAmBIO dE LAS INVERSIONES

CONtROLANtE

SuBSIdIARIAS y CONtROLAdAS SuBSIdIARIAS y CONtROLAdAS

PEtROquISAPEtROBRAS

dIStRIBuIdORAGASPEtRO tRANSPEtRO dOwNStREAm

PEtROBRAS COmERCIALIzAdORA

dE ENERGIAPIB BV BRASOIL PNBV tERmORIO S.A.

BAIXAdA SANtIStA

5283 PARtICIPAçõES

Al inicio del ejercicio 1.854.086 6.836.605 2.607.486 1.563.234 1.158.110 911.503 434.005 1.265.284 2.569.758 218.456 229.517

Ajustes de ejerc. anterior- adopción de la ley 11.638/07 7.053 178.498 (4.170) 615.859 (333.128)

Ajustes de evaluación patrimonial 57 3.762 (597.163) 457.855 680.035 (119.600)

Ganancia o pérdida no realiz. Títulos disponibles para venta (47.417) (34.379)

Ganancia o pérdida no realiz. Instr. Financieros (32.175)

Adquisición y aporte de capital 338.028 917.136 198.000

Plusvalía (Plusvalía negativa) en la adquisición de inversiones

Equivalencia patrimonial (480.717) 1.346.047 739.125 415.921 (989.275) 45.400 (310.170) (85.841) 1.270.009 242.052 (19.944) (109.917)

Ganancia cambiaria sobre patrimonio neto de controladas en el exterior

Dividendos (15.000) (1.008.328) (175.687) (296.390)

Baja por incorporación

Provisión para pérdida

Otros 580 (404)

Al cierre del ejercicio 1.656.090 7.139.945 4.088.640 1.832.850 168.835 242.996 1.421.878 2.882.200 2.811.810 198.512




CONtROLANtE


PEtROquISAPEtROBRAS

dIStRIBuIdORAGASPEtRO tRANSPEtRO dOwNStREAm

PEtROBRAS COmERCIALIzAdORA

dE ENERGIAPIB BV BRASOIL PNBV tERmORIO S.A.

BAIXAdA SANtIStA

5283 PARtICIPAçõES

Al inicio del ejercicio 1.854.086 6.836.605 2.607.486 1.563.234 1.158.110 911.503 434.005 1.265.284 2.569.758 218.456 229.517

Ajustes de ejerc. anterior- adopción de la ley 11.638/07 7.053 178.498 (4.170) 615.859 (333.128)

Ajustes de evaluación patrimonial 57 3.762 (597.163) 457.855 680.035 (119.600)

Ganancia o pérdida no realiz. Títulos disponibles para venta (47.417) (34.379)


Adquisición y aporte de capital 338.028 917.136 198.000


Equivalencia patrimonial (480.717) 1.346.047 739.125 415.921 (989.275) 45.400 (310.170) (85.841) 1.270.009 242.052 (19.944) (109.917)

Ganancia cambiaria sobre patrimonio neto de controladas en el exterior

Dividendos (15.000) (1.008.328) (175.687) (296.390)

Baja por incorporación

Provisión para pérdida

Otros 580 (404)

Al cierre del ejercicio 1.656.090 7.139.945 4.088.640 1.832.850 168.835 242.996 1.421.878 2.882.200 2.811.810 198.512




CONtROLANtE


tERmOmACAé LtdA

PRAmOA PARtICIPAçõES

S.A.dAPEAN

utE juIz dE FORA

17 dE mAIO ALVOREFINARIA

ABREu E LImAOtRAS

CONtROLAdASCONtROLAdAS

INdIRECtAmENtEEmPRESAS

VINCuLAdAS2008 2007

Al inicio del ejercicio 702.766 850.906 96.207 615.461 520.003 132.444 22.565.831 22.725.069

Ajustes de ejerc. anterior- adopción de la ley 11.638/07 (266.731) 197.381

Ajustes de evaluación patrimonial 39 424.985

Ganancia o pérdida no realiz. Títulos disponibles para venta (81.796)


Adquisición y aporte de capital 18.020 876.133 69.885 663.676 670.375 474.900 389.251 199.315 733.948 5.548.667 1.602.471


Equivalencia patrimonial 111.723 25.227 (12.967) (987) 43.734 14.728 (41) 44.540 5.927 (205.846) 2.088.728 1.678

Ganancia cambiaria sobre patrimonio neto de controladas en el exterior (790.727)

Dividendos (16.999) (51.043) 897 (4.976) (1.567.526) (975.507)

Baja por incorporación (876.133) (495.000) (707.410) (2.078.543) (53.817)

Provisión para pérdida 1.653

Otros (368.166) 14.902 8.590 (344.498) 55.010

Al cierre del ejercicio 832.509 148.106 634.060 474.859 798.359 728.859 660.546 26.721.054 22.565.830




CONtROLANtE


tERmOmACAé LtdA

PRAmOA PARtICIPAçõES

S.A.dAPEAN

utE juIz dE FORA

17 dE mAIO ALVOREFINARIA

ABREu E LImAOtRAS

CONtROLAdASCONtROLAdAS

INdIRECtAmENtEEmPRESAS

VINCuLAdAS2008 2007

Al inicio del ejercicio 702.766 850.906 96.207 615.461 520.003 132.444 22.565.831 22.725.069

Ajustes de ejerc. anterior- adopción de la ley 11.638/07 (266.731) 197.381

Ajustes de evaluación patrimonial 39 424.985

Ganancia o pérdida no realiz. Títulos disponibles para venta (81.796)


Adquisición y aporte de capital 18.020 876.133 69.885 663.676 670.375 474.900 389.251 199.315 733.948 5.548.667 1.602.471


Equivalencia patrimonial 111.723 25.227 (12.967) (987) 43.734 14.728 (41) 44.540 5.927 (205.846) 2.088.728 1.678

Ganancia cambiaria sobre patrimonio neto de controladas en el exterior (790.727)

Dividendos (16.999) (51.043) 897 (4.976) (1.567.526) (975.507)

Baja por incorporación (876.133) (495.000) (707.410) (2.078.543) (53.817)

Provisión para pérdida 1.653

Otros (368.166) 14.902 8.590 (344.498) 55.010

Al cierre del ejercicio 832.509 148.106 634.060 474.859 798.359 728.859 660.546 26.721.054 22.565.830

dEREChOS y AdELANtOS PARA AdquISICIóN dE INVERSIONES IPIRANGA químICAAtIVOS dIStRIBuIçãO

NORtE - CBPI2008 2007

Al inicio del ejercicio 980.130 1.097.018 2.077.148

Adquisición y aporte de capital 929.301

Plusvalía (Plusvalía negativa) en la adquisición de inversiones 1.153.176

Equivalencia patrimonial 10.723 35.659 46.382 26.021

Amortización de la (Plusvalía) Plusvalía negativa (16.947) (20.308) (37.255) (31.350)

Transferencia (973.906) (1.112.369) (2.086.275)

Al cierre del ejercicio 2.077.148 Subsidiarias, controladas, controladas indirectamente y empresas vinculadas

26.721.054 22.565.830

Derechos y adelantos para adquisición de inversiones 2.077.148

Otras inversiones 150.279 349.853

Plusvalía y plusvalía negativa 1.435.614 1.075.958

28.306.947 26.068.789




13.4 INFORmACIONES AL 31 dE dICIEmBRE dE 2008 dE LAS CONtROLAdAS INdIRECtAmENtE INCLuIdAS EN LA CONSOLIdACIóN

CONtROLAdAS EN CONjuNtO dIRECtAmENtE CONtROLAdAS EN CONjuNtO dIRECtAmENtECONtROLAdAS EN CONjuNtO

INdIRECtAmENtE

tERmOAçuutE NORtE

FLumINENSEGNL dO

NORdEStEPC BIOS PmCC BRENtECh BRASIL PCh BRASymPE ENERGIA

BREItENER ENERGétICA

CIA ENERGétICA mANAuARA

dIStRIBuIdORAS dE GÁS

OtRAS

Activo corriente 80.470 258.057 50 7.193 1.943 9.937 209.438 22.710 147.407 54.922 1.788.233 192.076

Activo no corriente 7.948 32.405 7.285 70.778 33.562 11.977 113.632 1.743.632

Inversiones 6.012 1.329 1

Bienes de uso 684.995 952.668 15.242 573 86.256 1.166.949 34.662 199.540 150.751 1.282.622 1.319.080

Intangible 1.321 600 42 13 302 14 103 257 10.135 21.765

Diferido 56.292 2.137 674 7.426 14.453 90.983 81.143 6.977 69.318 45.966

Pasivo corriente 124.216 228.099 4 3.953 86 84.739 84.161 14.054 147.489 39.195 1.293.246 462.469

Pasivo no corriente 34.082 427.968 19 1.250.615 30.899 162.327 154.466 382.724 1.575.344

Patrimonio neto 672.728 557.395 720 58.355 2.430 25.901 140.181 75.321 151.939 31.223 1.589.299 1.284.707

Participación de los accionistas no controlantes 13.902

Ingresos operativos netos 102.903 777.987 72.493 3.798 113.786 55.622 4.535.138 18.937

Ganancia neta del ejercicio 2.731 44.700 (37) (357) 225 7.089 7.754 347.474 (4.021)

Porcentaje de participación - % 74,80% 10,00% 50,00% 50,00% 33,33% 30,00% 42,33% 20,00% 30,00% 40,00% 23,5% a 83,0% 34,34% a 6,64%




CONtROLAdAS EN CONjuNtO dIRECtAmENtE CONtROLAdAS EN CONjuNtO dIRECtAmENtECONtROLAdAS EN CONjuNtO

INdIRECtAmENtE

tERmOAçuutE NORtE

FLumINENSEGNL dO

NORdEStEPC BIOS PmCC BRENtECh BRASIL PCh BRASymPE ENERGIA

BREItENER ENERGétICA

CIA ENERGétICA mANAuARA

dIStRIBuIdORAS dE GÁS

OtRAS

Activo corriente 80.470 258.057 50 7.193 1.943 9.937 209.438 22.710 147.407 54.922 1.788.233 192.076

Activo no corriente 7.948 32.405 7.285 70.778 33.562 11.977 113.632 1.743.632

Inversiones 6.012 1.329 1

Bienes de uso 684.995 952.668 15.242 573 86.256 1.166.949 34.662 199.540 150.751 1.282.622 1.319.080

Intangible 1.321 600 42 13 302 14 103 257 10.135 21.765

Diferido 56.292 2.137 674 7.426 14.453 90.983 81.143 6.977 69.318 45.966

Pasivo corriente 124.216 228.099 4 3.953 86 84.739 84.161 14.054 147.489 39.195 1.293.246 462.469

Pasivo no corriente 34.082 427.968 19 1.250.615 30.899 162.327 154.466 382.724 1.575.344

Patrimonio neto 672.728 557.395 720 58.355 2.430 25.901 140.181 75.321 151.939 31.223 1.589.299 1.284.707

Participación de los accionistas no controlantes 13.902

Ingresos operativos netos 102.903 777.987 72.493 3.798 113.786 55.622 4.535.138 18.937

Ganancia neta del ejercicio 2.731 44.700 (37) (357) 225 7.089 7.754 347.474 (4.021)

Porcentaje de participación - % 74,80% 10,00% 50,00% 50,00% 33,33% 30,00% 42,33% 20,00% 30,00% 40,00% 23,5% a 83,0% 34,34% a 6,64%




13.5 INFORmACIONES SOBRE EmPRESAS VINCuLAdAS

VINCuLAdAS A PEtROquISA

2008 2007

PARtICIPACIóN EN EL CAPItAL SuBSCRItO %

PAtRImONIO NEtOGANANCIA NEtA

dEL EjERCICIOACtIVO NO CORRIENtE

ACtIVO NO CORRIENtE

Deten Química S.A. 27,82 240.583 65.764 180.589 159.104

NITROCLOR Produtos Químicos Ltda. 38,80 213 (2.718) 1.029 3.445

181.618 162.549

VINCuLAdAS A BR

2008 2007




ACtIVO NO CORRIENtE

CDGN - Companhia Distribuidora de Gás Natural

10,00 3.281 688 6.742 37.301

Brasil Supply S.A. 10,00 8.274 525 242 5.370

6.984 42.671

VINCuLAdAS A GASPEtRO

2008 2007




ACtIVO NO CORRIENtE

Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. - TSB

25,00 29.711 (224) 26.121 27.297

26.121 27.297




13.6 PLuSVALíA y PLuSVALíA NEGAtIVA

En septiembre de 2006, Petrobras por medio de su controlada Petrobras América Inc., adquirió

el 50% de las acciones de la empresa Pasadena Refining System Inc. con plusvalía de R$ 880.428

(US$ 412 millones), siendo R$ 430.379 por la plusvalía de activos, con amortización en función

de la vida útil de esos activos, y R$ 450.049 por la expectativa de rentabilidad futura, con amor-

tización en el plazo de 10 años.

En el ejercicio de 2008, se registró la baja total de la plusvalía por expectativa de rentabi-

lidad futura verificada en la adquisición de la empresa Pasadena, por un monto equivalente a

R$ 384.431, llevando en consideración cambios en la expectativa de rentabilidad. Los factores que

justifican esos cambios son la disminución constante y sustancial del precio del petróleo bruto

y de los derivados en los últimos doce meses, reducción del proceso de refinación en función del

desplome de la demanda de los productos refinados y del margen practicado en el mercado.

En la adquisición del control accionario de Suzano Petroquímica S.A. (Nota 13.8.h) por

intermedio da Pramoa Participações S.A., se verificó una plusvalía de R$ 1.241.303, tenien-

do como fundamento económico la expectativa de resultado futuro, con amortización en

el plazo de 10 años.

Esas plusvalías originadas por expectativa de rentabilidad futura no se amortizarán más a

partir del ejercicio de 2009, considerando las nuevas prácticas contables que rigen en Brasil.

En la operación de incorporación de acciones de Grust Holding S.A. en Braskem, promovida

por Petroquisa para integración de los activos petroquímicos del Sur, se verificó una plusvalía

negativa sin fundamento económico por un monto de R$ 424.167, con amortización apenas por

enajenación o perecimiento de la inversión. Antes de esa operación Grust Holding S.A. poseía

participación directa e indirecta del 36,5% en Copesul y participaciones directas del 40% en

Ipiranga Química (IQ) y del 40 % en Petroquímica Paulínia (PPSA).

EVOLuCIóN dE LA PLuSVALíA/PLuSVALíA NEGAtIVA:CONSOLIdAdO CONtROLANtE

Saldo de la plusvalía/plusvalía negativa al 31/12/2007 1.619.927 1.075.958

Plusvalía en la adquisición de acciones de Ipiranga Química 669.841 669.841

Plusvalía negativa en la adquisición de acciones de Braskem (424.167)

Amortización de la plusvalía (208.785) (208.345)

Amortización de la plusvalía negativa 27.316 6.118

Transferencia (741.937) (109.154)

Otros (*) 2.253 1.195

Saldo de la plusvalía/plusvalía negativa al 31/12/2008 944.448 1.435.613

(*) Incluye variación cambiaria sobre saldos de empresas en el exterior

En la controlante, el saldo de la plusvalía negativa por el monto de R$ 258.036 está

contabilizado en inversión y en el consolidado el monto de R$ 59.993 se presenta como

ingresos diferidos en el pasivo no corriente.




13.7 INVERSIONES EN EmPRESAS quE COtIzAN EN BOLSA

Presentamos a continuación las inversiones en compañías abiertas que cotizan en la

bolsa de valores:

EmPRESALOtE dE mIL ACCIONES

tIPO

COtIzACIóN EN BOLSA dE VALORES(R$ POR ACCIóN)

VALOR dE mERCAdO R$

2008 2007 2008 2007 2008 2007

Controladas

Pepsa 1.249.717 1.249.717 ON 1,50 2,19 1.874.576 2.736.880

Pesa (*) 229.729 229.729 ON 4,40 5,23 1.010.808 1.201.483

2.885.384 3.938.363

Empresas vinculadas

Braskem 59.014 12.111 ON 5,57 15,20 328.708 184.087

Braskem 62.965 18.553 PNA 5,55 14,40 349.456 267.163

Quattor Petroquímica 51.111 PN 8,40 429.332

PQU 8.738 ON 15,00 131.070

PQU 8.738 PN 14,61 127.662

1.107.496 709.982

(*) Esas acciones no incluyen la participación de Pepsa.

El valor de mercado de esas acciones no refleja, necesariamente, el valor de realización de

un lote representativo de acciones.

13.8 OtRAS INFORmACIONES

Inversiones en Ecuadora.

El 18 de octubre de 2007, la Ley de Hidrocarburos fue alterada, elevando la participación del

Estado sobre los excedentes extraordinarios del precio del petróleo al 99%, reduciendo la

correspondiente participación de las compañías petroleras para el 1% sobre esta parte. El

28 de diciembre, la Asamblea Constituyente de Ecuador aprobó la “Ley de Equidad Tribu-

taria” que impone una profunda reforma tributaria con la creación de nuevos impuestos a

partir del 1º de enero de 2008.

El conjunto de cambios brindado por la mencionada reforma modificó las condiciones

establecidas entre las partes con ocasión de la aprobación de los respectivos contratos de

participación, afectando la previsión de rentabilidad de los actuales negocios en Ecuador y

la capacidad de recuperación de las inversiones realizadas. En consecuencia, para ajustar

el valor contable de los activos a su valor estimado de recuperación, el 31 de diciembre de

2007 se reconoció una provisión por el monto de R$ 308.796 (US$ 174.333 mil).

El 31 de diciembre de 2008, Petrobras Energía Ecuador firmó acuerdo con el gobier-




no de Ecuador para la devolución de la concesión del bloque de exploración 31, en el

que implicó el reconocimiento de pérdida por un monto equivalente a R$ 181.645.

Inversiones en Boliviab.

A partir del 1º de mayo de 2006, entró en vigor en Bolivia el Decreto Supremo 28.701, a

través del cual se nacionalizaron los recursos naturales de hidrocarburos, obligando

a las empresas que realizaban actividades de producción de gas y petróleo a entregar

en propiedad a YPFB toda la producción de hidrocarburos.

Mediante el Decreto Supremo 28.701, el Gobierno Boliviano nacionalizó las accio-

nes necesarias para que YPFB fuera la controlante con, por lo menos, el 50% más una

acción, de Petrobras Bolivia Refinación S.A. (PBR), de la cual Petrobras poseía indirec-

tamente el 100% de participación (Petrobras Bolivia Inversiones y Servicios S.A. – el

51% y Petrobras Energia Internacional S.A. – el 49%).

El 25 de junio de 2007, se firmó el contrato de compra y venta de las acciones

de PBR, con la transferencia del 100% de las acciones para YPFB por el monto de

US$ 112 millones, verificándose una ganancia equivalente, al 31 de diciembre de 2007,

a R$ 66.195 (US$ 37.371 mil).

Nuevas inversiones en el exteriorc.

c.1) En Japón

En 2008 Petrobras adquirió el 87,5% de las acciones de la empresa japonesa Nan-

sei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS), que incluye una refinería con capacidad de

100.000 bpd, que refina petróleo liviano y produce derivados de alta calidad, un

terminal de petróleo y derivados con capacidad de almacenamiento de 9,6 mi-

llones de barriles, tres muelles para recibir navíos de productos de hasta 97.000

Deadweight tonnage (dwt) y una monoboya para navíos Very Large Crude Carrier

(VLCC) de hasta 280.000 dwt.

La transferencia del control accionario se efectuó en abril de 2008.

c.2) En Chile

El 7 de agosto de 2008, Petrobras firmó un acuerdo para la compra de la participación

de ExxonMobil en Esso Chile Petrolera y en otras empresas chilenas asociadas.

El acuerdo incluye el negocio de combustibles en los mercados minoristas, in-

dustrial y de aviación (los negocios químicos, de lubricantes y de productos espe-

ciales de Exxonmobil en Chile no forman parte del acuerdo) y la transferencia del

control deberá realizarse en el segundo trimestre de 2009, juntamente con el pago

de aproximadamente US$ 400 millones.

Inversiones en Venezuelad.

En marzo de 2006, PESA, por medio de sus controladas y coligadas en Venezuela fir-

mó con PDVSA y la Corporación Venezolana del Petróleo S.A. (CVP), Memorandos de

Entendimiento (MDE) con el objetivo de hacer realidad la migración de los conve-

nios operativos para la modalidad de empresas mixtas, confome determinación legal.




Los MDE establecían que la participación de los socios privados en las empresas mix-

tas es del 40%, correspondiendo al gobierno venezolano una participación del 60%.

De acuerdo con la estructura societaria y de gobierno corporativo definida para las

empresas mixtas, a partir del 1º de abril de 2006, PESA dejó de consolidar los activos,

pasivos y resultados referentes a las mencionadas operaciones, presentándolos como

inversiones societarias en coligadas, evaluadas por equivalencia patrimonial. La re-

cuperación de estas inversiones se relaciona a la volatilidad del precio del petróleo, a

las condiciones económicas, sociales y regulatorias en Venezuela y, en particular, a los

intereses de sus accionistas en lo que se refiere al desarrollo de las reservas de petróleo.

Consecuentemente, para ajustar el valor contable de la inversión a su valor recupera-

ble estimado, se reconoció una pérdida sobre inversiones por un monto de R$ 55.425

(US$ 23.115 mil) en 2008 y R$ 119.588 (US$ 67.514 mil) en 2007.

Opción de venta de la Refinería de Pasadena por Astrae.

En decisión preliminar emitida el 24 de octubre de 2008, en el ámbito de proceso

arbitral existente entre Petrobras América Inc. y otras (PAI) y Astra Oil Trading NV

y otras (ASTRA), que tramita de acuerdo con las reglas de arbitraje del International

Centre for Dispute Resolution, se consideró válido el ejercicio de la opción de venta

(put option) ejercido por ASTRA en relación a PAI del 50% restante de las acciones

de ASTRA en la empresa Pasadena Refinery Systems Inc. (PRSI), que posee la Refi-

nería de Pasadena, y en la empresa a ella vinculada de “trading”, ambas con oficinas

operativas en Texas.

Las responsabilidades operativas, gerenciales y financieras se transfirieron a PAI,

con base en esa decisión preliminar. Sin embargo, el precio final a pagar por estas ac-

ciones restantes será definido por la decisión final emitida en el arbitraje, puesto que

las partes discuerdan en lo que se refiere al valor atribuido a las acciones.

Grupo Ipirangaf.

El 18 de marzo de 2007, Ultrapar, por sí y con la intervención y concordancia de

Braskem S.A y Petrobras, con base en el contrato de comisión por ellas firmado, adqui-

rió el control de las empresas del Grupo Ipiranga.

La operación se notificó debidamente al Sistema Brasileño de Defensa de la Com-

petencia (SBDC), siendo que el 16 de mayo de 2007, el Consejo Administrativo de De-

fensa Económica (CADE) emitió despacho Gab. LFRV nº009/2007 aprobando el Acuer-

do de Preservación de la Reversibilidad de la Operación (APRO), en el cual Petrobras y

Ultrapar se comprometieron a implantar una estructura de gobierno corporativo que

permitiera la segregación de las actividades estratégicas y comerciales de los activos

de distribución, compromiso que implicó la constitución de la sociedad Alvo Distri-

buidora de Combustíveis Ltda.

La última fase del proyecto preveía la entrega de los activos adquiridos conforme

se describe en el Acuerdo de Inversiones firmado entre las partes.




Siendo así, el 30 de abril de 2008, el control de Ipiranga Asfaltos S.A. (IASA) y de

Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda. (Alvo) se transfirió de la Companhia Brasi-

leira de Petróleo Ipiranga (CBPI) para la empresa 17 de Maio Participações S.A (17 de

Maio), sociedad anónima de capital cerrado que, a su vez, el 27 de noviembre de 2008,

fue incorporada por Petrobras, ocasión en que las empresas IASA y Alvo pasaron a

formar parte del grupo de controladas directas de Petrobras.

El 17 de diciembre de 2008, el CADE aprobó definitivamente la adquisición de los

activos de distribución y asfaltos del Grupo Ipiranga por parte de Petrobras condicio-

nado a la firma y pleno cumplimiento de un Término de Compromiso de Desempeño

(TCD), firmado por Petrobras y por Alvo, posibilitando la gestión inmediata y directa

de esos activos.

A partir de este resultado favorable, Petrobras comenzó el proceso de transferen-

cia de los activos, representados por las empresas IASA y Alvo, para BR Distribuidora,

en línea con la planificación inicial de la operación, cuyo objetivo era ampliar el lide-

razgo de la referida subsidiaria en el mercado brasileño de distribución, por medio del

aumento de su parte en el mercado, con garantía de rentabilidad.

En los negocios de refino, después de la incorporación de las acciones, Petrobras

pasó a tener el derecho de recibir de Ultrapar el 33,33% de participación en RPI, con

previsión de conclusión de esa etapa de la operación en enero de 2009. Petrobras con-

solida proporcionalmente los estados contables de los activos de refino de RPI en fun-

ción del control compartido en partes iguales con Braskem y Ultrapar.

El 21 de octubre de 2008, el Consejo de Administración de RPI aprobó la alteración

de su denominación social para Refinaria de Petróleo Riograndense S.A.

Acuerdo de inversión de Braskemg.

El 30 de noviembre de 2007, se celebró el acuerdo de inversiones entre Braskem,

Odebrecht, Petrobras, Petroquisa y Norquisa, por medio del cual se acordó la integra-

ción en Braskem de activos petroquímicos poseídos por Petrobras y Petroquisa, lo que

permitiría conjuntamente a Petrobras y Petroquisa aumentar su participación en el

capital votante de Braskem al 30% y al 25% del capital total.

Los activos petroquímicos envueltos en la operación fueron: (i) el 37,3% del capital

votante y total de Copesul; (ii) el 40% del capital votante y total de Ipiranga Petroquímica

S.A. (IPQ), subsidiária integral de Ipiranga Química (IQ); (iii) el 40% del capital votante y

total de IQ; (iv) hasta el 100% del capital votante y total de Petroquímica Triunfo (Triun-

fo); y (v) el 40% del capital votante y total de Petroquímica Paulínia (PPSA).

El 14 de mayo de 2008 se firmó el Aditivo al Acuerdo de Inversiones dividiendo la

operación de integración en dos etapas. La primera etapa se realizó el 30 de mayo de

2008, en donde Petrobras y Petroquisa integraron en Braskem sus participaciones del

36,5% en Copesul, del 40% en IQ y del 40% en PPSA, pasando a controlar el 30% del

capital votante y el 23,1% del capital total de Braskem.

Con la implantación de la primera fase, Petrobras, Petroquisa, Odebrecht y Norqui-




sa, con la intervención de Braskem, el 30 de mayo de 2008, firmaron el nuevo acuerdo

de accionistas de Braskem, ampliando los estándares de gobierno corporativo y posi-

bilitando una mayor participación de Petrobras en el proceso de decisión, siendo que

Petrobras pasó a indicar 3 consejeros para el Consejo de Administración así como

representantes para todos los comités de asesoría al Consejo.

Dando continuidad al proceso de integración de los activos, el 11 de septiembre

de 2008, IPQ incorporó el 100% del capital total de Copesul y el 30 de septiembre

Braskem incorporó el 100% del capital total de IPQ y de PPSA, que pasaron a ser

unidades operativas.

En la segunda etapa, Petrobras y Petroquisa tendrán la opción de integrar en Bras-

kem hasta el 100% del capital votante y total de Triunfo. Caso la aportación no se rea-

lice, Petrobras y Petroquisa podrán aportar efectivo equivalente al valor económico

de este activo, aumentando la participación conjunta de Petrobras y Petroquisa en el

capital total de Braskem, conforme se establece en el Acuerdo de Inversiones.

La operación prevista en el Acuerdo de Inversiones fue aprobada el 09 de julio de

2008, por el CADE.

El 22 de diciembre de 2008 Braskem canceló acciones en tesorería, correspon-

dientes a 6.251.744 acciones ON, 10.389.665 acciones PNA y 209.248 acciones PNB,

pasando Petroquisa a controlar el 31,0 % del capital votante y el 23,8 % del capital

social total de Braskem.

Adquisición de Suzano Petroquímica S.A.h.

El 30 de noviembre de 2007, se concluyó la adquisición del control accionario de Su-

zano Petroquímica S.A. (SZPQ) debido a la adquisición de Pramoa Participações S.A.

(Pramoa) y su controlada Dapean Participações S.A. (Dapean), equivalente al 99,9% de

las acciones ordinarias y del 76,57% del capital total de SZPQ.

El pago por parte de Petrobras a los accionistas vendedores fue por un monto glo-

bal de R$ 2.100.402, que corresponde a R$ 13,27 por acción ordinaria y R$ 10,61 por

acción preferida.

El 24 de marzo de 2008 Pramoa fue incorporada por Petrobras después de aproba-

ción en AGE.

El 28 de diciembre de 2007, se registró ante la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM)

un pedido de registro y oferta pública de acciones (OPA) para la adquisición de las accio-

nes ordinarias y preferidas de emisión de SZPQ de propiedad de sus demás accionistas

por los valores de R$ 13,27 por acción ordinaria y R$ 10,61 por acción preferida.

El 30 de abril de 2008, la CVM aprobó el registro de la OPA para adquisición de las

acciones SZPQ, condicionado a ajustes, que fueron acatados por parte de Petrobras,

incluso actualización de los valores de la oferta.

El 12 de mayo de 2008, Petrobras publicó el Instrumento de Oferta Pública de Acciones

(Pliego de condiciones). En la misma fecha, comenzó el período para habilitación y adhe-

sión a la OPA por parte de los minoritarios, período que concluyó el 19 de junio de 2008.




El 20 de junio de 2008, se realizó la subasta de la OPA de Suzano Petroquímica en

la cual Quattor Participações S.A. adquirió (i) 102.906 acciones ordinarias (el 92,7% de

adhesión) por el precio de R$ 14,08 por acción ordinaria; y (ii) 50.147.172 acciones prefe-

ridas (el 94,6% de adhesión) por el precio de R$ 11,26 por acción preferida.

El 30 de junio de 2008, Suzano Petroquímica S.A. alteró su denominación social

para Quattor Petroquímica S.A.

Acuerdo de Inversión con Unipari.

El 30 de noviembre de 2007 se realizó un Acuerdo de Inversiones entre Petrobras, Pe-

troquisa y Unipar, donde se definieron, entre otras, las etapas de estructuración para

creación de una compañía integrada en la proporción del 60% Unipar y el 40% Petro-

bras y Petroquisa. El objetivo de creación de la Sociedad Petroquímica fue integrar en

ella sus activos dedicados a la producción de resinas termoplásticas, petroquímicos

básicos y actividades relacionadas, con el objetivo de alcanzar escala mundial de pro-

ducción y alta competitividad.

Los activos petroquímicos con que Petrobras y Petroquisa contribuyeron para

la formación de la Sociedad Petroquímica, denominados “Activos Petrobras” fueron:

(i) el 99,9% del capital votante y el 76,57% del capital total de Suzano Petroquímica S.A.

(SZPQ); y (ii) el 17,48% del capital votante y el 17,44% del capital total de titularidad de

Petroquisa en Petroquímica União S.A. (PQU).

De la misma forma, Unipar contribuiría con los “Activos Unipar”, a saber: (i) el

33,3% del capital votante y total de Rio Polímeros S.A. (Riopol); (ii) el 54,96% del capital

votante y el 51,35% del capital total de PQU; (iii) el 99,99% del capital votante y total de

Polietilenos União S.A. (PU); (iv) todos los bienes, derechos y obligaciones relacionados

con la operación de Unipar Divisão Química (UDQ); y (v) el monto, en efectivo, de

R$ 380.000, correspondiente al valor del precio a pagar por: (a) la totalidad de la parti-

cipación del 16,67% del capital total en poder de Petroquisa en Riopol; y el 15,98% de la

participación de SZPQ en Riopol, por el precio cierto y ajustado de R$ 0,9152 por acción.

El 14 de febrero de 2008, los accionistas de Dapean Participações S.A. (Dapean)

deliberaron a favor del rescate de la totalidad de las acciones preferidas clase A de la

Compañía, mediante la consecuente reducción de su capital social de R$ 495.000.

El 11 de junio de 2008, Petroquisa integró su participación en PQU evaluada en

R$ 152.927 en Dapean, subscribiendo 19.315.055 ONs y 10.060.727 PNRBs. Las acciones

PNRBs se rescataron en el mismo día por el valor de R$ 52.375 y la participación en

el capital social de Dapean pasó a ser distribuida entre Petrobras y Petroquisa en la

proporción del 79,8% y el 20,2% respectivamente.

En la misma fecha, las partes igualaron sus participaciones en Rio Polímeros con-

forme nota explicativa 13.8.k (Enajenación de parte de las acciones de emisión de Rio

Polímeros S.A.).

Posteriormente, Dapean incorporó Fasciatus Participações S.A., sociedad de pro-

pósito específico que reunió los “Activos Unipar”, pasando así a concentrar todos los




“Activos Petrobras y Unipar” en Dapean. Esta incorporación se realizó a valor conta-

ble y la relación de cambio establecida por los valores económicos de los activos. La

operación generó resultado no operativo de R$ 326.082 (Controlante) y de R$ 408.796

(Consolidado) referente a la ganancia por variación en el porcentaje de participación

societaria, en función de las nuevas prácticas contables, estos valores se reclasificaron

para resultado de participaciones en inversiones.

En el mismo acto societario de esta incorporación, Dapean tuvo su denominación

social alterada para Quattor Participações S.A. (Quattor) y pasó a ser controlada por

Unipar, con el 60% del capital votante y total de la sociedad. La participación del Sis-

tema Petrobras en Quattor pasó a ser del 40% del capital votante y total, distribuidos

entre Petrobras y Petroquisa en el 31,9% y el 8,1%, respectivamente.

La operación fue aprobada sin restricciones el día 09 de julio de 2008 por el CADE.

El 1º de agosto de 2008, Quattor concluyó la adquisición de (i) 1.670.279 acciones

ordinarias y 876.216 acciones preferidas de PQU de propiedad de la Companhia Brasi-

leira de Estireno S.A., al precio de R$ 15,2741 por acción, y (ii) 1.489.109 acciones ordi-

narias y 1.314.256 acciones preferidas de PQU de propiedad de Oxiteno S.A. - Indústria

e Comércio, al precio de R$ 17,1834 por acción ordinaria y de R$ 15,2741 por acción

preferida. Siendo así, Quattor pasó a controlar directa e indirectamente el 86,91% del

capital votante y el 82,31% del capital total de PQU. En la misma fecha se rescindió el

acuerdo de accionistas de PQU.

El 02 de diciembre de 2008, Quattor Participações realizó la OPA de PQU con el

objetivo de cancelar el registro de compañía abierta de la empresa en que realiza inver-

sión. En el proceso se adquirieron 6.536.039 acciones ordinarias y 11.176.718 acciones

preferidas por el valor total de R$ 272.600 y, considerando que fueron atendidas las

condiciones previstas por la CVM, se canceló el registro de compañía abierta de la

empresa el día 16 del mismo mes.

El 16 de diciembre de 2008, Quattor Participações realizó la OPA de Quattor Pe-

troquímica con el objetivo de no seguir las Prácticas de Gobierno Corporativo Nivel

2 de Bovespa en la empresa. En esta subasta se adquirieron 407 acciones ordinarias y

1.308.386 acciones preferidas por el valor total de R$ 11.962. Al día siguiente, Quattor

Petroquímica dejó de seguir las prácticas de Gobierno Corporativo Nivel 2, aunque

continúa con su registro de compañía abierta con acciones cotizadas en Bovespa.

El 31 de diciembre de 2008, la composición accionaria de los activos controlados

por Quattor Participações era de: el 75% del capital total de RioPol, el 99,3% del capital

total de Quattor Petroquímica, el 100% del capital total de PQU, el 99,9% del capital

total de PU, y todos sus bienes, derechos y obligaciones que se relacionan con la ope-

ración de UDQ.

Venta de participación accionaria de la empresa Petroquímica Cuyo S.A.I.C.j.

El 02 de enero de 2008, Petrobras Energia S.A. (Pesa) vendió su participación acciona-

ria en la empresa argentina Petroquímica Cuyo S.A.I.C. por el monto de R$ 56.682.




Enajenación de parte de las acciones de emisión de Rio Polímeros S.Ak.

El 07 de enero de 2008, el Consejo de Administración de SZPQ, aprobó la enajenación

de parte de las acciones poseidas, de emisión de Rio Polímeros S.A. (Riopol), corres-

pondiente al 24,31% del capital social, permaneciendo con una participación del 9,02%

del capital social. El derecho de preferencia sobre esas acciones, previsto en el acuerdo

de accionistas, fue ejercido parcialmente y de forma no proporcional: (i) el 15,98% del

capital social fue adquirido por Unipar a través de su sociedad de propósito especí-

fico Fasciatus Participações S.A. (Fasciatus); (ii) el 8,33% por BNDES Participações y

(iii) ninguna acción en poder de la Compañía fue adquirida por Petroquisa.

El 11 de junio de 2008, parte de las acciones en poder de SZPQ, representativas del

24,31% del capital social de RioPol, fueron enajenadas por el valor de R$ 283.010 para

Fasciatus y el BNDES.

En la misma fecha, Petroquisa enajenó su participación del 16,67% del capital so-

cial de la Compañía por el valor de R$ 194.007 en favor de Fasciatus.

Refinaria Abreu Limal.

La Refinaria Abreu e Lima S.A. fue constituida el 07 de marzo de 2008 como una so-

ciedad anónima de capital cerrado. La Compañía tiene sede en el Complejo Industrial

Portuario de SUAPE, en el municipio de Ipojuca, Estado de Pernambuco y su objetivo

es la construcción y operación de una Refinería de Petróleo, así como la refinación,

procesamiento, comercialización, importación, exportación y transporte de petróleo

y sus derivados, relacionados y biocombustibles.

El inicio de las operaciones está previsto para el segundo semestre de 2010, alcan-

zando carga plena en 2011, la Refinaria Abreu e Lima demandará una inversión de

US$ 4.05 mil millones y tendrá capacidad para procesar 200 mil barriles de petróleo

por día. Casi el 65% del volumen procesado será de diesel, el derivado de mayor consu-

mo en el país. También se producirá gas de cocina (GLP), nafta petroquímica y coque

- combustible sólido con aplicación en siderúrgicas, fábricas de cemento, térmicas e

industria del aluminio.

El proyecto de la refinería es especialmente avanzado en lo que se refiere a tecnolo-

gía. La unidad será la primera que procese el 100% de petróleo pesado. Además, tendrá

capacidad para producir derivados con bajo tenor de azufre. La Refinaria Abreu e Lima

comenzará sus operaciones produciendo diesel con 50 ppm (partes por millón) de azufre

y puede llegar a producir diesel con 10 ppm de azufre, el estándar europeo actual.

Adquisición de acciones de Termobahiam.

El 3 de abril de 2008, Petrobras concluyó la operación de adquisición por R$ 9.363, de la tota-

lidad de las acciones de emisión de Termobahia S.A., en poder de Blade Securities Limited.

Blade es una Sociedad de Propósito Específico, con sede en Irlanda, que por medio

de una estructuración financiera, acordada con el Banco Interamericano de Desarro-

llo - BID, poseía acciones de Termobahia.




Con el pre-pago al BID, cesaron todas las obligaciones y restricciones derivadas de

esta financiación, eliminándose la barrera al aumento de la participación accionaria

de Petrobras en Termobahia.

Petrobras Biocombustível S.A.n.

Con la creación de la subsidiaria Petrobras Biocombustível S.A., el 16 de junio de 2008,

Petrobras aprovecha la oportunidad empresarial derivada del aumento de la demanda

mundial de biocombustibles y, también, fortalece su posición de empresa comprometida

con el medio ambiente y con el desarrollo social. Además de contribuir para la reduc-

ción del calentamiento global, los biocombustibles permiten la generación de empleo e

ingresos en el campo, con la utilización de agricultura familiar en la producción de las

materias primas.

uSINAS dE BIOdIESELEl 29 de julio de 2008, se inauguró en Candéias (Estado de Bahia) la primera usina de pro-

ducción comercial de biodiesel de Petrobras. La usina de Quixadá (Estado de Ceará) se

inauguró el 20 de agosto de 2008 y en enero de 2009 la Usina de Montes Claros (Estado de

Minas Gerais) comenzará su producción. Las tres usinas tienen la misma capacidad de

producción, ascendiendo a 170 millones de litros al año. En 2008, las usinas inauguradas

fueron operadas por Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, mientras Petrobras Biocombus-

tível S/A aguardaba definiciones relacionadas a cuestiones regulatorias que envuelven la

autorización para producir, expedidas por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural

y Biocombustibles - ANP. La autorización fue concedida el 08 de enero de 2009.

Las implantaciones de las tres usinas están acompañadas de un programa para

el desarrollo del mercado agrícola regional que suministrará la materia prima para la

producción de biodiesel. De esa forma, habrá un aumento de la generación de empleo

e ingresos, observándose siempre la sustentabilidad empresarial social y ambiental. La

empresa sigue las premisas del Programa Nacional de Producción y Uso de Biodiesel y

está comprometida en la obtención del Sello Combustible, ya conquistado por las Usinas

de Candeias y Quixadá y en fase final de obtención por la Usina de Montes Claros.

Petrobras Biocombustível entregará en el primer trimestre de 2009 el volumen nego-

ciado en la 12ª. Subasta de la ANP, ascendiendo a 14,5 millones de litros, por medio de las

tres usinas de biodiesel.

CONVENIO INtERNACIONAL PARA EL FOmENtO dEL dESARROLLO dE LA AGRICuLtuRA FAmILIAR Petrobras Biocombustível, GTZ - Cooperación Técnica Alemana - y la Empresa de Asis-

tencia Técnica y Extensión Rural del Estado de Ceará (Ematerce) han firmado un conve-

nio que ampliará la prestación de servicios de asistencia técnica a los agricultores fami-

liares que suministran materia prima para la Usina de Quixadá en el Estado de Ceará.




Esta alianza aumentará el trabajo de apoyo a la organización social y el fortaleci-

miento de la agricultura familiar en el Estado de Ceará, de forma sustentable. En total,

serán 47 técnicos y consultores, suministrados por los tres aliados, que actuarán en el

desarrollo de las actividades previstas por este convenio para un período de dos años,

beneficiando a casi ocho mil agricultores familiares de la zona del Sertão Central de el

Estado de Ceará, de la región de Quixadá.

GTZ - empresa pública de derecho privado alemana que administra proyectos

de cooperación técnica en alianzas con instituciones públicas y privadas en diver-

sas partes del mundo, contribuirá con su experiencia en actividades de apoyo a la

agricultura familiar.

COmPLEjOS BIOENERGétICOSComenzaron las acciones para transferencia de participación accionaria de Petróleo

Brasileiro S.A. - Petrobras en la empresa Participações em Complexos Bioenergéticos

S.A. - PCBIOS para Petrobras Biocombustível S.A.

PCBIOS es una sociedad por acciones de capital cerrado, constituida de acuerdo

con las normas legales en vigor en Brasil, formada por Petrobras y Mitsui & Co. con el

50% de participación accionaria cada una, cuyo objetivo es la participación en Com-

plejos Bioenergéticos, en calidad de accionista, o en cualquier otra sociedad o proyecto

en Brasil, especialmente para la inversión en sociedades constituidas para el desarro-

llo de proyectos de bioenergía.

Transferencia de acciones de empresas de energíao.

El 31 de julio de 2008, las participaciones accionarias en empresas de energía de pro-

piedad de Petrobras Distribuidora se transfirieron para Petrobras, por medio de una

operación de compra y venta de acciones que totalizó R$ 183.509 mil.





2008 2007 2008 2007

COStO dEPRECIACIóN ACumuLAdA NEtO NEtO COStO dEPRECIACIóN ACumuLAdA NEtO NEtO

Explotación y producción 156.116.886 (53.827.228) 102.289.658 76.611.403 126.874.063 (48.605.500) 78.268.563 53.091.343

Abastecimiento 54.892.255 (19.047.308) 35.844.947 25.225.884 44.385.083 (16.362.611) 28.022.472 19.442.052

Distribución 5.528.182 (2.335.619) 3.192.563 2.793.450

Gas y energía 32.252.362 (5.227.836) 27.024.526 20.751.962 11.634.375 (1.326.572) 10.307.803 2.916.141

Internacional 32.809.495 (12.725.364) 20.084.131 12.664.055 19.688 (9.620) 10.068 9.219

Corporativo 3.267.401 (949.059) 2.318.342 1.893.972 3.546.819 (948.633) 2.598.186 1.793.389

284.866.581 (94.112.414) 190.754.167 139.940.726 186.460.028 (67.252.936) 119.207.092 77.252.144

14 BIENES dE uSO

14.1 POR ÁREA dE NEGOCIO (1)

(1) Incluye bienes originados en contratos que transfieran los beneficios, riesgos y controles, conforme detallado a continuación:


2008 2008

COStOdEPRECIACIóN

ACumuLAdANEtO COStO

dEPRECIACIóN ACumuLAdA

NEtO

Explotación y producción 2.157.354 (985.931) 1.171.423 17.936.097 (5.922.710) 12.013.387

Abastecimiento 486.874 (146.602) 340.272

Distribución 80.648 (6.602) 74.046

Gas y energía 5.994.449 (590.284) 5.404.165

2.724.876 (1.139.135) 1.585.741 23.930.546 (6.512.994) 17.417.552





2008 2007 2008 2007

COStO dEPRECIACIóN ACumuLAdA NEtO NEtO COStO dEPRECIACIóN ACumuLAdA NEtO NEtO

Explotación y producción 156.116.886 (53.827.228) 102.289.658 76.611.403 126.874.063 (48.605.500) 78.268.563 53.091.343

Abastecimiento 54.892.255 (19.047.308) 35.844.947 25.225.884 44.385.083 (16.362.611) 28.022.472 19.442.052

Distribución 5.528.182 (2.335.619) 3.192.563 2.793.450

Gas y energía 32.252.362 (5.227.836) 27.024.526 20.751.962 11.634.375 (1.326.572) 10.307.803 2.916.141

Internacional 32.809.495 (12.725.364) 20.084.131 12.664.055 19.688 (9.620) 10.068 9.219

Corporativo 3.267.401 (949.059) 2.318.342 1.893.972 3.546.819 (948.633) 2.598.186 1.793.389

284.866.581 (94.112.414) 190.754.167 139.940.726 186.460.028 (67.252.936) 119.207.092 77.252.144




14.2 POR tIPO dE ACtIVOS

tIEmPO dEVIdA útILEStImAdOEN AñOS


2008 2007 2008 2007

COStOdEPRECIACIóN

ACumuLAdANEtO NEtO COStO

dEPRECIACIóNACumuLAdA

NEtO NEtO

Edificaciones y mejoras 25 a 40 9.382.619 (3.115.564) 6.267.055 3.800.350 5.318.060 (1.586.522) 3.731.538 2.227.198

Equipos y otros bienes 3 a 30 119.999.208 (55.854.051) 64.145.157 49.414.524 70.946.795 (36.824.272) 34.122.523 14.220.645

Terrenos 1.138.720 1.138.720 854.848 478.350 478.350 387.240

Materiales 6.034.143 6.034.143 4.247.098 4.579.142 4.579.142 3.608.233

Adelantos a proveedores 5.189.735 5.189.735 2.624.093 1.602.179 1.602.179 786.240

Proyectos de expansión 59.238.898 59.238.898 39.964.366 36.977.682 36.977.682 23.684.627

Gastos de explotación y desarrollo de la producción de petróleo y gas (E&P)

83.883.258 (35.142.799) 48.740.459 39.035.447 66.557.820 (28.842.142) 37.715.678 32.337.961

284.866.581 (94.112.414) 190.754.167 139.940.726 186.460.028 (67.252.936) 119.207.092 77.252.144




tIEmPO dEVIdA útILEStImAdOEN AñOS


2008 2007 2008 2007

COStOdEPRECIACIóN


dEPRECIACIóNACumuLAdA

NEtO NEtO

Edificaciones y mejoras 25 a 40 9.382.619 (3.115.564) 6.267.055 3.800.350 5.318.060 (1.586.522) 3.731.538 2.227.198

Equipos y otros bienes 3 a 30 119.999.208 (55.854.051) 64.145.157 49.414.524 70.946.795 (36.824.272) 34.122.523 14.220.645

Terrenos 1.138.720 1.138.720 854.848 478.350 478.350 387.240

Materiales 6.034.143 6.034.143 4.247.098 4.579.142 4.579.142 3.608.233

Adelantos a proveedores 5.189.735 5.189.735 2.624.093 1.602.179 1.602.179 786.240

Proyectos de expansión 59.238.898 59.238.898 39.964.366 36.977.682 36.977.682 23.684.627

Gastos de explotación y desarrollo de la producción de petróleo y gas (E&P)

83.883.258 (35.142.799) 48.740.459 39.035.447 66.557.820 (28.842.142) 37.715.678 32.337.961

284.866.581 (94.112.414) 190.754.167 139.940.726 186.460.028 (67.252.936) 119.207.092 77.252.144





2008 2007 2008 2007

Porción absorbida en los costos:

De bienes 5.730.051 5.213.856 3.877.298 1.997.067

De gastos de explotación y producción 3.614.225 3.180.201 2.456.143 2.561.313

Costo para abandono de pozos capitalizados/provisionados

491.300 303.284 491.086 286.082

9.835.576 8.697.341 6.824.527 4.844.462

Porción registrada directamente en el resultado 1.003.399 1.096.558 571.486 507.228

10.838.975 9.793.899 7.396.013 5.351.690

14.3 GAStOS dE EXPLOtACIóN y dESARROLLO dE LA PROduCCIóN dE PEtRóLEO y GAS


2008 2007 2008 2007

Gastos capitalizados 83.883.258 69.440.022 66.557.820 58.369.377

Depreciación acumulada (34.081.244) (29.792.677) (27.885.150) (25.481.760)

Amortización de gastos con abandono (1.061.555) (611.898) (956.992) (549.656)

Inversión neta 48.740.459 39.035.447 37.715.678 32.337.961

En el ejercicio de 2008, la Compañía revisó, de acuerdo con la práctica contable que se des-

cribe en la Nota 4.6, las estimativas de gastos para futuro abandono de pozos y desmante-

lamiento de área de producción de petróleo y gas, considerando la vida útil económica de

los campos y los flujos de efectivo esperados, a valor presente, por una tasa de interés libre

de riesgos, ajustada por el riesgo de Petrobras. Tal revisión resultó en una reducción en la

provisión de R$ 268.520 y en el rubro de inversiones de explotación de R$ 70.698. El efecto

neto de estos ajustes, sumado a los gastos habidos con el abandono de pozos en el ejercicio,

por un monto de R$ 254.992, resultó en el aumento del rubro de costos de explotación para

la extracción de petróleo y gas, por un monto de R$ 57.170.

14.4 dEPRECIACIóN

La depreciación del ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2008 y 2007 se presenta de

la siguiente forma:




14.5 REduCCIóN AL VALOR RECuPERABLE dE ACtIVOS

14.5.1 POR ÁREA dE NEGOCIO


2008 2008

ImpaIrment REVERSIóN tOtAL ImpaIrment REVERSIóN tOtAL

Explotación y producción 602.675 602.675 602.675 602.675

Internacional 330.413 330.413

total 933.088 933.088 602.675 602.675

14.5.2 POR tIPO dE ACtIVO


2008 2008

ImpaIrment REVERSIóN tOtAL ImpaIrment REVERSIóN tOtAL

Edificaciones y mejorías 3.832 3.832

Equipos y otros bienes 90.766 90.766 89.153 89.153

Gastos con explotación, desarrollo y producción de petróleo y gas

838.490 838.490 513.522 513.522

total 933.088 933.088 602.675 602.675

En la aplicación del test de reducción al valor recuperable de activos, el valor contable de

un activo o unidad generadora de efectivo se compara con su valor recuperable. El valor

recuperable es el mayor valor entre el valor neto de venta de un activo y su valor en uso.

Considerándose las particularidades de los activos de la Compañía, el valor recuperable

utilizado para evaluación del test de reducción al valor recuperable es el valor en uso,

excepto cuando se indique específicamente.




Este valor de uso se estima con base en el valor presente de flujos de efectivo futuro,

resultado de las mejores expectativas de la Compañía. Los flujos de efectivo, provenientes

del uso continuo de los activos relacionados, se ajustan por los riesgos específicos y se

utilizan a la tasa de descuento pre-impuesto. Esta tasa deriva de la tasa post-impuesto

estructurada en el Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC). Las principales premi-

sas de los flujos de efectivo son: precios basados en el último plan estratégico divulgado,

curvas de producción asociadas a los proyectos existentes en la cartera de la Compañía,

costos operativos de mercado e inversiones necesarias para realización de los proyectos.

EXPLOtACIóN y PROduCCIóNLos activos se agruparon en unidades generadoras de efectivo para identificación de po-

sibles pérdidas por desvalorización de activos. Cada campo corresponde a una unidad

generadora de efectivo.

Durante 2008, el segmento de Explotación y Producción registró gastos con provisión

para pérdida por desvalorización de activos por un monto de R$ 602.675.

La pérdida fue principalmente relacionada a los activos en produción en Brasil. Du-

rante 2008, fueron dos los factores que influyeron negativamente sobre los resultados de

los campos: el precio del Brent del 31 de diciembre de 2008 y los costos operativos (equipos

y servicios) que no tuvieron una baja tan acentuada cuanto el precio del Brent. Esos dos

factores durante el análisis económico tuvieron efectos reductores que llevaron a la cons-

titución de provisión para pérdida por desvalorización en algunos campos.

INtERNACIONALEn el ejercicio de 2008 se reconocieron pérdidas por desvalorización de activos en el seg-

mento internacional por un monto de R$ 330.413, verificadas, principalmente, sobre los

gastos de explotación del campo Cottonwood, en Estados Unidos (R$ 307.784), debido a los

bajos precios proyectados del petróleo y de las altas tasas practicadas, reflejos del nuevo

escenario económico mundial.

ABAStECImIENtO, GAS y ENERGíA y dIStRIBuCIóNNo hubo pérdidas por desvalorización de activos en 2008.




14.6 ACCIONES judICIALES EN EL EXtERIOR

En Estados Unidos - P-19 y P-31a.

El 25 de julio de 2002, Braspetro Oil Service Company (Brasoil) y Petrobras vencieron

en primera instancia en la justicia norteamericana, los procesos vinculados inter-

puestos por las empresas de seguros United States Fidelity & Guaranty Company y

American Home Assurance Company desde 1997. Por decisión judicial de la Corte

Federal del Distrito Sur de Nueva York ha sido reconocido el derecho de Brasoil y Pe-

trobras al cobro de daños y perjuicios por un valor de US$ 237 millones, más interés

y reembolsos de las costas judiciales en la fecha del pago efectivo referentes al “per-

formance bond”, ascendiendo a cerca de US$ 370 millones. El recurso de apelación

interpuesto por las aseguradoras retiró, no obstante, la obligación de las asegurado-

ras al pago de la multa, honorarios de abogados y costos, reduciendo así el valor de la

indemnización para US$ 245 millones.

El día 21 de julio de 2006 la justicia norteamericana emitió una decisión ejecutiva,

condicionando el pago de los valores debidos a Brasoil a la conclusión definitiva de las

acciones con objeto idéntico que se tramitan en la Justicia Brasileña, lo que ya está

siendo realizado por las partes.

En Londres - P-36b.

En relación al hundimiento, en 2001, de la Plataforma P-36, en los contratos relaciona-

dos con la construcción de la Plataforma, Brasoil y Petrobras se obligaron a depositar

la indemnización del seguro de la plataforma, en caso de siniestro, a favor de un Agen-

te de las Garantías (Security Agent), para pagar a los acreedores, según un mecanismo

ajustado contractualmente. Está en curso ante los Tribunales en Londres el proceso

judicial presentado por empresas que se consideran acreedoras de parte de esos pagos

que Brasoil y Petrobras entienden que es un derecho que les pertenece.

En la fase actual del litigio, Petromec, parte contractual envuelta, registró, el 29

de septiembre de 2008 un pleito contra Brasoil y Petrobras por el monto de US$ 154

millones más interés. La defensa de Brasoil y Petrobras debe presentarse en mayo de

2009. El juicio del pleito de Petromec sucederá en 2010.

Otras acciones de resarcimientoc.

En la construcción/conversión de buques en unidades productoras y de transporte

de flujo de producción, tipo FPSO y FSO, Brasoil se aportaron recursos financieros

del orden de US$ 624 millones, equivalentes a R$ 1.460.583 al 31 de diciembre de

2008 (R$ 1.092.067 al 31 de diciembre de 2007) directamente a sus proveedores y sub-

contratados con la intención de evitar atrasos en las construcciones/conversiones y,

consecuentemente, pérdidas para Brasoil.




Basado en opiniones de los asesores jurídicos de Brasoil, estos gastos pueden re-

cuperarse de los constructores, motivo por el cual se iniciaron acciones judiciales

para obtener el reembolso financiero en cortes internacionales. Sin embargo, conser-

vadoramente, se ha provisionado como crédito de liquidación dudosa la porción del

saldo no cubierto por garantías reales que asciende a US$ 553 millones, equivalentes

a R$ 1.292.223 al 31 de diciembre de 2008 (R$ 964.460 al 31 de diciembre de 2007).

14.7 dEVOLuCIóN A LA ANP dE ÁREAS EN LA FASE dE EXPLOtACIóN

Durante el ejercicio de 2008, Petrobras devolvió a la Agencia Nacional del Petróleo, Gas

Natural y Biocombustibles - ANP los derechos sobre:

Las concesiones de explotación de la Cuenca Potiguar Terra: BT-POT-35 (bloque POT- ›T-791), BT-POT-45 (bloques POT-T-225 y POT-T-241), BT-POT-50 (bloques POT-T-441 y

POT-T-442), BT-POT-44 (bloque POT-T-196), BT-POT-62 (bloque POT-T-662), BT-POT-39A

(bloque POT-T-881) y BT-POT-42 (bloque POT-T-575) - devolución total de los bloques;

Las concesiones de explotación de la Cuenca de Recôncavo Terra: BT-REC-19 (bloque REC- ›T-205), BT-REC-29 (bloque REC-T-250) y BT-REC-4 - devolución total de los bloques;

Las concesiones de explotación de la Cuenca Sergipe Terra: BT-SEAL-4 (bloques SEAL-T- ›341 y SEAL-T-356) y BT-SEAL-12 (bloque SEAL-T-367) - devolución total de los bloques;

Las concesiones de explotación de la Cuenca Foz del Amazonas: BM-FZA-4 (bloques FZA- ›M-183, FZA-M-216, FZA-M-251, FZA-M-253, FZA-M-254, FZA-M-286, FZA-M-287, FZA-

M-288 y FZA-M-320) y BM-FZA-5 (bloque FZA-M-321) - devolución total de los bloques;

Las concesiones de explotación de la Cuenca de Campos Mar: BM-C-28 (bloques C-M- ›231, C-M-265, C-M-298, C-M-332 y C-M-334) y BM-C-26 (bloque C-M-58) - devolución

total de los bloques;

Las concesiones de explotación de la Cuenca de Santos: BM-S-41 (bloque S-M-1478), BM- ›S-42 (bloque S-M-166) y BM-S-36 (bloque S-M-557) - devolución total de los bloques.

14.8 dEVOLuCIóN A LA ANP dE CAmPOS EN FASE dE PROduCCIóN OPERAdOS POR PEtROBRAS

Durante el ejercicio de 2008, Petrobras formalizó a la Agencia Nacional del Petróleo, Gas

Natural y Biocombustibles - ANP la decisión de Término Anticipado de los Contratos de

Concesión relativos a los campos:

Lagoa Verde, Paramirim do Vencimento y Fazenda Sori - localizados en el Estado de Bahia; ›Rio Ibiribas y Rio Doce - localizados en el Estado de Espírito Santo. ›




14.9 PARtICIPACIóN EN LA 10ª LICItACIóN dE BLOquES dE EXPLOtACIóN dE LA ANP

En diciembre de 2008, Petrobras adquirió veintisiete nuevos bloques de explotaciónes, de

los ciento treinta licitados en la 10ª Ronda de Licitaciones promovida por la Agencia Na-

cional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles - ANP.

Petrobras adquirió diecisiete bloques con exclusividad y otros diez en consorcio con

otras empresas, siendo operadora en cinco de ellos.

Los bonos ofrecidos por Petrobras y sus aliados totalizaron R$ 56.677, quedando la

parte de la Compañía en R$ 39.978.

15 INtANGIBLE

15.1 POR ÁREA dE NEGOCIO


2008 2007 2008 2007

COStOAmORtIzACIóN


AmORtIzACIóN ACumuLAdA

NEtO NEtO

Explotación y producción

1.974.682 (181.966) 1.792.716 1.741.589 1.974.183 (181.806) 1.792.377 1.741.222

Abastecimiento 297.184 (104.606) 192.578 222.231 226.047 (67.981) 158.066 141.607

Distribución 908.655 (216.406) 692.249 108.307 472.983 (47.945) 425.038

Gas y energía 377.985 (42.913) 335.072 108.302 280.689 (28.259) 252.430 94.435

Internacional 5.505.695 (1.638.731) 3.866.964 2.277.776 56.420 (10.657) 45.763 34.499

Corporativo 1.984.704 (861.070) 1.123.634 1.073.848 1.963.485 (855.443) 1.108.042 1.062.914

11.048.905 (3.045.692) 8.003.213 5.532.053 4.973.807 (1.192.091) 3.781.716 3.074.677




15.2 POR tIPO dE ACtIVOS


dEREChOS y CONCESIONES

SOFtwARE PLuSVALíA CON EXPECtAtIVA dE

RENtABILIdAd FutuRA

(goodwIll)

tOtALdEREChOS

y CONCESIONES

SOFtwAREPLuSVALíA CON EXPECtAtIVA

dE RENtABILIdAd FutuRA (goodwIll)

tOtALAdquIRIdO

dESARROLLAdO INtERNAmENtE

AdquIRIdOdESARROLLAdO INtERNAmENtE

Saldo al 31 de diciembre de 2006 4.108.633 440.608 1.102.405 5.651.646 1.438.634 243.437 1.096.702 2.778.773

Adición 451.431 103.361 331.321 886.113 224.220 13.126 321.939 559.285

Baja (93.978) (768) (476) (95.222) (4.962) (476) (5.438)

Transferencias (29.771) 78.884 47.340 96.453 24 47.340 47.364

Amortización (125.602) (91.150) (243.631) (460.383) (2.260) (59.416) (243.633) (305.309)

Impairment - constitución

Ajuste acumulado de conversión (481.842) (64.712) (546.554)


Adición 1.102.797 154.864 398.416 27.158 1.683.235 98.927 80.951 389.542 27.158 596.578

Baja (87.772) (74.426) (473) (9.438) (172.109) (43.858) (86) (473) (44.417)

Transferencias 8.886 (25.257) (5.764) 1.221.814 1.199.679 (640) (8.968) (450) 553.853 543.795

Amortización (196.263) (131.053) (278.864) (118.257) (724.437) (2.200) (75.309) (278.864) (32.542) (388.915)

Impairment - constitución (384.431) (384.431)

Ajuste acumulado de conversión 630.059 43.639 195.525 869.223

Saldo al 31 de diciembre de 2008 5.286.578 433.990 1.350.274 932.371 8.003.213 1.707.861 193.759 1.331.627 548.469 3.781.716

tiempo de vida útil estimado - años 25 5 5 Indefinida 25 5 5 Indefinida





dEREChOS y CONCESIONES

SOFtwARE PLuSVALíA CON EXPECtAtIVA dE

RENtABILIdAd FutuRA

(goodwIll)

tOtALdEREChOS

y CONCESIONES

SOFtwAREPLuSVALíA CON EXPECtAtIVA

dE RENtABILIdAd FutuRA (goodwIll)

tOtALAdquIRIdO

dESARROLLAdO INtERNAmENtE

AdquIRIdOdESARROLLAdO INtERNAmENtE


Adición 451.431 103.361 331.321 886.113 224.220 13.126 321.939 559.285

Baja (93.978) (768) (476) (95.222) (4.962) (476) (5.438)

Transferencias (29.771) 78.884 47.340 96.453 24 47.340 47.364

Amortización (125.602) (91.150) (243.631) (460.383) (2.260) (59.416) (243.633) (305.309)

Impairment - constitución

Ajuste acumulado de conversión (481.842) (64.712) (546.554)


Adición 1.102.797 154.864 398.416 27.158 1.683.235 98.927 80.951 389.542 27.158 596.578

Baja (87.772) (74.426) (473) (9.438) (172.109) (43.858) (86) (473) (44.417)

Transferencias 8.886 (25.257) (5.764) 1.221.814 1.199.679 (640) (8.968) (450) 553.853 543.795

Amortización (196.263) (131.053) (278.864) (118.257) (724.437) (2.200) (75.309) (278.864) (32.542) (388.915)

Impairment - constitución (384.431) (384.431)

Ajuste acumulado de conversión 630.059 43.639 195.525 869.223

Saldo al 31 de diciembre de 2008 5.286.578 433.990 1.350.274 932.371 8.003.213 1.707.861 193.759 1.331.627 548.469 3.781.716

tiempo de vida útil estimado - años 25 5 5 Indefinida 25 5 5 Indefinida

15.3 ImpaIrment dE LA PLuSVALíA CON EXPECtAtIVA dE RENtABILIdAd FutuRA (goodwIll)

Petrobras América Inc., controlada indirecta de Petrobras, registró en 2008 una pérdida

por desvalorización de la plusvalía pagada en la adquisición de las empresas Pasadena

Refining System, Inc. y Pasadena Trading Company por el valor de R$ 384.431. Los factores

que determinaron el cálculo fueron:

declinación constante y significativa del petróleo bruto y precio de los productos en a.

los últimos doce meses,

disminución de la refinación y margen bruto del mercado mayorista, yb.

disminución de la demanda de productos refinados.c.




16 FINANCIACIONES

CONSOLIdAdO CONSOLIdAdO CONtROLANtE

CORRIENtE NO CORRIENtE CORRIENtE NO CORRIENtE

2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007

En el exterior

Instituciones financieras 8.216.007 4.175.723 17.144.130 11.344.416 423.041 463.682 1.186.744 1.126.410

Obrigaciónes al portador - "Notes", “Global Notes” y “Global step-up Notes” 740.483 784.182 12.989.912 9.201.691

Trust Certificates - “Senior/Junior” 159.719 122.241 762.432 705.686

Proveedores 597 279 20.310

Otros 252.749 3.565 233.700

Subtotal 9.369.555 5.085.990 31.130.174 21.272.103 423.041 463.682 1.186.744 1.126.410

En el País

Notas de Crédito a la Exportación 578.559 3.367.472 513.514 578.559 3.367.472 513.514

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES 1.137.540 1.714.283 7.642.362 3.832.157

Debentures 328.590 321.671 3.740.615 3.635.062 175.858 165.562 3.056.412 2.880.014

FINAME - vinculados a la construcción del Gasoducto Bolivia-Brasil 99.475 76.738 244.967 262.508 96.427 73.800 240.002 254.669

Cédula de Crédito Bancario 11.735 3.605.934 11.735 3.605.934

Adelanto sobre contrato de cambio (ACC) 1.614.543 1.179.159

Otros 134.470 1.302.548 317.917 291.245 41.377 45.474 37.381

Subtotal 3.904.912 3.415.240 18.919.267 8.534.486 2.083.115 284.836 10.269.820 3.685.578

13.274.467 8.501.230 50.049.441 29.806.589 2.506.156 748.518 11.456.564 4.811.988

Interés sobre financiaciones (823.330) (647.449) (229.334) (122.596)

Principal 12.451.137 7.853.781 2.276.822 625.922

Porción corriente de las financiaciones en el pasivo no corriente (8.541.232) (3.588.684) (1.108.321) (625.922)

total de las financiaciones a corto plazo 3.909.905 4.265.097 1.168.501




CONSOLIdAdO CONSOLIdAdO CONtROLANtE

CORRIENtE NO CORRIENtE CORRIENtE NO CORRIENtE

2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007

En el exterior

Instituciones financieras 8.216.007 4.175.723 17.144.130 11.344.416 423.041 463.682 1.186.744 1.126.410

Obrigaciónes al portador - "Notes", “Global Notes” y “Global step-up Notes” 740.483 784.182 12.989.912 9.201.691

Trust Certificates - “Senior/Junior” 159.719 122.241 762.432 705.686

Proveedores 597 279 20.310

Otros 252.749 3.565 233.700

Subtotal 9.369.555 5.085.990 31.130.174 21.272.103 423.041 463.682 1.186.744 1.126.410

En el País

Notas de Crédito a la Exportación 578.559 3.367.472 513.514 578.559 3.367.472 513.514

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES 1.137.540 1.714.283 7.642.362 3.832.157

Debentures 328.590 321.671 3.740.615 3.635.062 175.858 165.562 3.056.412 2.880.014

FINAME - vinculados a la construcción del Gasoducto Bolivia-Brasil 99.475 76.738 244.967 262.508 96.427 73.800 240.002 254.669

Cédula de Crédito Bancario 11.735 3.605.934 11.735 3.605.934

Adelanto sobre contrato de cambio (ACC) 1.614.543 1.179.159

Otros 134.470 1.302.548 317.917 291.245 41.377 45.474 37.381

Subtotal 3.904.912 3.415.240 18.919.267 8.534.486 2.083.115 284.836 10.269.820 3.685.578

13.274.467 8.501.230 50.049.441 29.806.589 2.506.156 748.518 11.456.564 4.811.988

Interés sobre financiaciones (823.330) (647.449) (229.334) (122.596)

Principal 12.451.137 7.853.781 2.276.822 625.922

Porción corriente de las financiaciones en el pasivo no corriente (8.541.232) (3.588.684) (1.108.321) (625.922)

total de las financiaciones a corto plazo 3.909.905 4.265.097 1.168.501




16.1 VENCImIENtOS dEL PRINCIPAL E INtERéS dE LAS FINANCIACIONES EN EL PASIVO NO CORRIENtE

2008


2010 7.431.453 2.652.073

2011 11.052.920 6.605.612

2012 5.720.413 1.896.249

2013 3.477.626 196.672

2014 en adelante 22.367.029 105.958

total 50.049.441 11.456.564

16.2 tASA dE INtERéS dE LAS FINANCIACIONES EN EL PASIVO NO CORRIENtE


2008 2007 2008 2007

En el exterior

Hasta el 6% 21.952.589 8.451.249 924.473 667.088

Del 6 al 8% 5.361.720 8.736.284 262.271 459.322

Del 8 al 10% 3.207.172 3.586.745

Del 10 al 12% 245.882 119.706

Más del 12% 362.811 378.119

31.130.174 21.272.103 1.186.744 1.126.410

En el País

Hasta el 6% 2.630.226 3.064.816 240.002 37.681

Del 6 al 8% 769.745 603.369

Del 8 al 10% 5.563.772 1.397.414 367.966 688.488

Del 10 al 12% 2.840.893 3.249.621 2.688.447 2.959.409

Más del 12% 7.114.631 219.266 6.973.405

18.919.267 8.534.486 10.269.820 3.685.578

50.049.441 29.806.589 11.456.564 4.811.988




16.3 SALdOS POR dIVISAS EN EL PASIVO NO CORRIENtE


2008 2007 2008 2007

Dólarestadounidense

30.516.815 21.316.838 1.043.814 1.040.497

Yen 3.211.342 892.679 382.237 338.564

Euro 109.031 125.924 695 2.018

Real 15.828.040 7.125.126 10.029.818 3.430.909

Otras 384.213 346.022

50.049.441 29.806.589 11.456.564 4.811.988

El valor justo estimado para los préstamos de largo plazo de la Controlante y del Con-

solidado, al 31 de diciembre de 2008, era, respectivamente, R$ 10.831.361 y R$ 47.016.130

calculado a tasas de mercado vigentes, considerando naturaleza, plazo y riesgos similares

de los contratos registrados y puede compararse con el valor contable de R$ 11.456.564 y

R$ 50.049.441.

Las operaciones de hedge, contratadas para cobertura de “Notes” emitidos en el exte-

rior en monedas extranjeras, se presentan en la Nota 29.

16.4 PRE-PAGO dE EXPORtACIONES

Petrobras y PFL mantienen contratos (“Master Export Contract” y “Prepayment

Agreement”) entre sí y también con una Sociedad de Propósito Específico, no relacionada

a Petrobras, denominada “PF Export Receivables Master Trust” (PF Export), referentes al

pre-pago de efectos a cobrar de exportación que serán generados por PFL, por intermedio

de ventas, en el mercado internacional, de petróleo combustible adquirido de Petrobras.

Al 31 de diciembre de 2008, el saldo del pre-pago de las exportaciones ascendía a

R$ 813.358 en el pasivo no corriente (R$ 705.686 al 31 de diciembre de 2007) y R$ 176.336 en

el pasivo corriente (R$ 121.150 al 31 de diciembre de 2007).




16.5 CONtRAtACIóN dE FINANCIACIONES A LAS EXPORtACIONES

El 17 y el 26 de marzo de 2008, Petrobras contrató financiación de R$ 750.000 y R$ 500.000

con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de Notas de

Crédito a la Exportación - NCE, cuya finalidad exclusiva es aumentar las exportaciones de

etanol, llevando en consideración las perspectivas de crecimiento de los negocios de bio-

combustibles de la Compañía. Esta operación se negoció con las condiciones siguientes:

Plazo: › 2 años y 3 años con liquidación de principal e interés al final;

Tasa de interés: › el 95% del CDI;

Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades; ›Exención de IOF mediante comprobación de las operaciones de exportación; ›Dispensa de garantías. ›

El 04 y el 11 de abril de 2008, Petrobras contrató financiación de R$ 400.000 y R$ 1.600.000

con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de Notas de Cré-

dito a la Exportación - NCE, cuya finalidad es aumentar las exportaciones de petróleo y

derivados de la Compañía. Esta operación se liquidó anticipadamente el 23 de diciembre

de 2008, siendo recontratada por el mismo monto renegociado inicialmente, pero con las

condiciones siguientes:

Plazo: › Vencimiento del principal el 12 de enero de 2011 y vencimientos de las cuotas

de las cargas financieras semestralmente a partir del 12 de julio de 2009;

Tasa de interés: › el 108,20% del CDI + Flat Fee del 2% (pago el 09/01/2009);

Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades; ›Exención de IOF mediante comprobación de las operaciones de exportación; ›Dispensa de garantías. ›

16.6 CONtRAtACIóN dE AdELANtO dE CONtRAtO dE CAmBIO

El 23 de octubre de 2008, Petrobras negoció un Adelanto de Contrato de Cambio-ACC con

el Banco do Brasil por un monto de US$ 300.000 mil, equivalente a R$ 750.990 . Esa opera-

ción se negoció con las condiciones siguientes:

Plazo: › 179 días, con vencimiento el 20/04/2009;

Tasa de interés: › el 6,30% a.a. con pago el 20/04/2009;

Exención de IOF e IR, siempre y cuando se realice la exportación. ›

El 03 de diciembre de 2008, Petrobras negoció un Adelanto de Contrato de Cambio-ACC

con Bradesco por un monto de US$ 200.000 mil, equivalente a R$ 480.470 . Esa operación

se negoció con las condiciones siguientes:




Plazo: › 360 días, con vencimiento el 28/11/2009;

Tasa de interés: › el 6% a.a. con pago el 28/11/2009;

Exención de IOF e IR, siempre y cuando se realice la exportación. ›Cláusula de anticipación, observando la legislación cambiaria y pago de los costos in- ›herentes a la anticipación.

16.7 CONtRAtACIóN dE CéduLA dE CRédItO BANCARIO

El 31 de octubre de 2008, Petrobras negoció un préstamo (Cédula de Crédito Bancario), con

la Caixa Econômica Federal - CEF, por el monto de R$ 2.022.700. El objetivo del préstamo

es reforzar el capital de trabajo de la Compañía. Esa operación se negoció con las condi-

ciones siguientes:

Plazo: › 180 días, principal y cargas con amortización única al final del plazo;

Tasa de interés: › el 104% del CDI Over;

Incidencia del IOF; ›Cláusula de amortización extraordinaria y liquidación anticipada. En cualquier mo- ›mento, la Compañía podrá hacer pagos extraordinarios para amortizar la deuda así

como efectuar la liquidación anticipada.

El 22 de diciembre de 2008, Petrobras negoció con la Caixa Econômica Federal - CEF

un Término de aditamento y novación de la Cédula de Crédito Bancario por el monto

de R$ 1.583.234. Esa operación se negoció con las condiciones siguientes:

Prazo: › 760 días, con pago de las cargas trimestralmente y del principal al final del plazo;

Tasa de interés: › el 110% del CDI Over;

Incidencia del IOF. ›

En razón del préstamo adicional y del pago de las cargas financieras del préstamo conce-

dido anteriormente, las partes consolidaron el valor total de R$ 3.605.934.

16.8 FINANCIACIóN PARA EL PROyECtO AmAzôNIA

En 2008, la Transportadora Urucu Manaus S/A (TUM) captó con el Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), el valor de R$ 1.028.170 referente a línea de

crédito de largo plazo contratada el 06 de diciembre de 2007, por el valor de R$ 2.489.500,

con intervención de Codajás Coari Participações Ltda.. (Codajás).

La captación de esos fondos tiene el objetivo de la construcción, por parte de TUM,

de un gasoducto de transporte de gas natural de aproximadamente 383 Km. de exten-

sión, uniendo Coari a Manaus, así como de ramales de distribución a siete municipios

localizados en el recorrido del gasoducto, además de otros activos a él relacionados y de

un ducto de transporte de gas licuado de petróleo (GLP) de aproximadamente 279 Km. de




extensión, uniendo el Polo Arara, en Urucu, al Terminal de Solimões, en Coari, y activos a

él relacionados, todos ellos en el Estado de Amazonas.

Parte de los fondos de R$ 1.295.394 liberados en diciembre de 2007 se utilizó para el

pago el día 17 de diciembre de 2007 del préstamo puente de R$ 800.000 concedido por el

mismo Banco a TUM.

Esa operación se negoció con las condiciones siguientes:

Plazo: › Vencimiento del principal y de las cuotas de las cargas financieras en 48 cuotas

trimestrales (12 años);

Periodo de gracia de Principal e Interés: hasta el 15/08/2010 ›Tasa de interés efectiva: › TJLP + el 1,96% a.a, con la constitución de las garantías en

hasta 60 días antes del fin del período de gracia.

Costos de transacción y primas: el 0,2% (dos décimos por ciento) incidente sobre el ›valor del crédito, a título de Comisión de Estudios y Estructuración.

En enero de 2009, se liberó el valor de R$ 60.000. De la línea de crédito contratada, todavía

hay el valor de R$ 105.936 que será liberado por el BNDES, mediante comprobación de las

inversiones realizadas en el Proyecto.

16.9 PROGRAmA dE mOdERNIzACIóN y EXPANSIóN dE LA FLOtA (PROmEF)

En 2007, Transpetro firmó contratos de compra y venta condicionada con tres astilleros

nacionales para la construcción de 23 navíos petroleros, por un valor de R$ 5.216.642. La

captación de esos fondos se realizó con el BNDES con las siguientes condiciones:

NAVíOSAStILLERO R$ VALOR tASA dE INtERéS PLAzO

CANt. tIPO

10 Suezmax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 2.462.646 TJLP + 2,5% a.a.20 años y período de gracia

de 48 meses contactos a partir del 1er saque

5 Aframax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 1.266.902

4 Tanque /Producto Estaleiro Mauá - Petro UM S.A. 630.688

4 Panamax EISA - Estaleiro Ilha S.A. 856.406




En el período de julio a diciembre de 2008, Transpetro efectuó los pagos referentes a los

adelantos por un total de R$ 17.045, siendo:

R$ 14.550 Fondos financiados BNDES/Transpetro (el 36% del precio del navío); ›R$ 2.496 Fondos propios Transpetro (el 5% del precio del navío). ›

El Astillero Atlântico Sul registró, durante el ejercicio de 2008, operaciones financieras por

un valor total de R$ 168.230, cuya financiación con el BNDES se traspasará a Transpetro,

después de la firma del “Término de Entrega y Aceptación” del navío, distribuida conforme

se muestra a continuación:

R$ 18.040 Fondos propios Astillero (el 8% del precio del navío); ›R$ 150.190 Recursos financiados BNDES/Astillero (el 46% del precio del navío). ›

16.10 CONtRAtACIóN dE FINANCIACIóN dE LA SPE COmPANhIA dE dESENVOLVImENtO E mOdERNIzAçãO dE PLANtAS INduStRIAIS - CdmPI

En 2006, fue contratada por CDMPI una línea de crédito por el valor de US$ 900 mi-

llones por medio de una estructuración financiera en la que participaron el “Japan

Bank for International Corporation” - JBIC (US$ 486 millones), un grupo de bancos

comerciales (US$ 378 millones) y dos “trading companies” japonesas, accionistas de

CDMPI (US$ 36 millones). Esas operaciones se negociaron, respectivamente, con las

condiciones siguientes:

Operación JBIC Loans:

Plazo: › pagos semestrales con vencimiento en 2021;

Tasa de interés: › Libor + 0,7881% a.a. + comisión de compromiso del 0,50% a.a.;

Período de gracia para pago del principal: › hasta el 23 de mayo de 2014.

Operación Commercial Loans:


Tasa de interés: › Libor + 0,75% a.a. + comisión de compromiso del 0,50% a.a;

Período de gracia para pago del principal: › hasta el 24 de noviembre de 2009.

Operación Subbordinated Loans:


Tasa de interés: › el 12% a.a.;

Período de gracia para pago del principal: › hasta el 23 de mayo 2014.

En 2008 se utilizaron los saldos restantes de las líneas de crédito contratadas por un mon-

to de US$ 392 millones, siendo US$ 221 millones por el JBIC y US$ 171 millones por los

bancos comerciales.




16.11 CONtRAtACIóN dE FINANCIACIóN dE LA SuBSIdIARIA PEtROBRAS NEthERLANdS BV CON EL BANCO BNP PARIBAS

La subsidiaria Petrobras Netherlands BV (PNBV) contrató financiación con el Banco BNP

Paribas por un valor de US$ 204 millones, incluyéndose el seguro de riesgo político y co-

mercial de SACE S.P.A. por un monto de US$ 4 millones. Se pagaron gastos contractuales

por un valor de US$ 1 millon. El plazo de vencimiento será de 12 años y la tasa de interés

contratada fue del 2,60% a.a.

Contrató también financiación con Export Development Canadá (EDC) y Sumitomo

Mitsui Banking Corporation (SMBC), Mizuho Corporate Bank Ltd. (MHCB) y The Bank Of

Tokyo-Mitsubishi Ufj Ltd. (BMTU), por un valor de US$ 500 millones (descontados gastos

de crédito de US$ 2 millones) y ¥ 75.142 millones, equivalentes a US$ 837 millones (los gas-

tos de crédito y seguro ascienden a ¥ 3.730 millones, equivalentes a US$ 41 millones), con

un plazo de vencimiento de 12 y 10 años. La tasa de interés contratada fue del 4,74% a.a y

del 1,59% a.a, respectivamente.

La financiación con el BNP se destina a la financiación de gastos corporativos de

PNBV. Las demás financiaciones se destinan a la liquidación de contratos de mutuo con

Braspetro Oil Services Company - (Brasoil).

Adicionalmente, PNBV renovó el 03 de octubre y el 01 de diciembre de 2008, líneas de

crédito contratadas con el Santander Overseas Bank, Inc - SANTANDER, por valores de

US$ 75 millones y US$ 200 millones, cuyo plazo de vencimiento será de un año, pudiendo

renovarse totalmente por otro año más y parcialmente por el plazo final de seis años. La

tasa de interés contratada fue del 3,62% a.a. y del 3,11% a.a., respectivamente.

16.12 CONtRAtACIóN dE FINANCIACIóN dE LA SPE mEXILhãO CON EL BNdES

La SPE Mexilhão firmó, el 12 de diciembre de 2008, contrato de financiación (Offshore

Loan Agreement) con el BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e So-

cial, segregado en Subcrédito “A” de US$ 55 millones y Subcrédito “B” de R$ 400 millones.

El costo habido en esta operación fue la Comisión de Estudios y estructuración cobrada

por el BNDES por el valor de R$ 1 millon, equivalente al 0,2% de la financiación total. El

vencimiento será en la fecha que suceda el primero de los tres acontecimientos que se

describen a seguir: (i) el 15 de noviembre de 2009; ó (ii) tres meses después de la fecha de

entrega del Término de Recibo Definitivo de la plataforma marítima fija (PMXL1); ó (iii)

en el desembolso de recursos originados de una eventual Financiación de Largo Plazo. La

tasa de interés contratada para el Subcrédito “A” fue del 2,76% al año, sobre la tasa variable

reajustada trimestralmente el día 16 (dieciséis) de los meses de enero, abril, julio y octubre,




con base en el costo promedio ponderado de todas las tasas y gastos habidos por el BNDES

en la captación de recursos en moneda extranjera y para el Subcrédito “B” fue del 2,76% al

año, capitalizados trimestralmente, sobre la Tasa de Interés de Largo Plazo - TJLP (confor-

me sus siglas en portugués), divulgada por el Banco Central do Brasil.

Los fondos se destinan a la construcción de la plataforma PMXL-1.

16.13 CAPtACIONES dEL SEGmENtO INtERNACIONAL

En el ejercicio de 2008, las controladas de Petrobras en el exterior captaron recursos por

un monto equivalente a R$ 2.760.135, básicamente para financiar el capital de trabajo y

proyectos asociados a las actividades de explotación y producción de petróleo y gas.

Las captaciones más significativas fueron realizadas por las siguientes empre-

sas, controladas indirectas de Petrobras:

Refinería Nansei Sekiyu K.K. — Realizó captaciones de corto plazo por un monto

total de US$ 471.875 mil equivalentes a R$ 1.051.280, por medio de Sumitomo Mitsui Bank,

Mizuho Bank, Bank Tókio of Mitsubishi y Development Bank Japan, con vencimiento pro-

medio de 320 días y tasa promedio del 1,09% a.a. + spread del 0,5%a.a. al 1,0% a.a. y de

largo plazo por el monto de de US$ 6.952 mil equivalentes a R$ 16.247 básicamente para

financiar el capital de trabajo de la empresa;

Petrobras Energia S.A. — Realizó captaciones de largo plazo por un monto de

US$ 44.457 mil, equivalentes a R$ 75.200, y de corto plazo por el monto de US$ 353.042 mil,

equivalentes a R$ 698.439, por medio del Banco HSBC, Banco Rio, Itaú, BBVA, Banco Ciu-

dad, ABN Amro Bank, Banco do Brasil y Banco Santander, teniendo como principal moda-

lidad operaciones de ACC y ACE, con el objetivo del mantenimiento de capital de trabajo

de la empresa y reposición de existencias. Las operaciones de largo plazo tienen como

vencimiento final el año 2015, y su tasa promedio de interés es del 6%a.a. al 10% a.a.

P&M Drilling captó recursos de largo plazo por medio de Sumitomo Mitsui Banking,

por un monto de US$ 97.818 mil, equivalentes a R$ 180.981, con vencimiento en 2010. Las

tasas contratadas varían del 3,625%a.a. al 3,9375%a.a. y su finalidad es la construcción del

Navío sonda PETROBRAS 10000.

16.14 FINANCIACIóN PARA EL PROyECtO GASENE

En 2008, Transportadora Gasene captó con el Banco Nacional de Desenvolvimento

Econômico e Social (BNDES), los siguientes valores referentes a las líneas de crédito de

largo plazo contratadas el 27 de diciembre de 2007: (i) el valor de US$ 750.000, del con-

trato de financiación mediante traspaso de recursos externos del BNDES (provenientes

del China Development Bank), y (ii) el valor de R$ 907.671 del contrato de financiación

mediante fondos propios del BNDES referente al subcrédito “A” para el GASCAV, y el valor

de R$ 1.032.410 referente al subcrédito “B” para el GASCAC.




El 26 de febrero de 2008, los préstamos-puente contratados con el BNDES, por el valor

de R$ 2.028.099, fueron totalmente liquidados con este Banco, en contrapartida al primer

recibo de las líneas de crédito

La captación de esos recursos tiene como objetivo la construcción del gasoducto de

transporte de gas natural Cabiúnas-Vitória, de aproximadamente 300 km. de extensión,

uniendo Cabiúnas, en el Municipio de Macaé/RJ, al Municipio de Vitória/ES y otros acti-

vos a él relacionados (“GASCAV”), así como del gasoducto de transporte de gas natural

Cacimbas-Catu, de aproximadamente 940 km, uniendo Cacimbas, en el Estado de Espí-

rito Santo, a Catu, en el Estado de Bahia, y activos a él relacionados (“GASCAC”), ambos

integrantes del proyecto Gasoducto Sudeste-Nordeste (Proyecto GASENE).

Esas líneas de crédito se negociaron con las condiciones siguientes:

Financiación mediante recursos externos del BNDESa.

Valor del contrato: » US$ 750.000;

Plazo: » Vencimiento del principal y de las cuotas de las cargas financieras el

20/12/2022;

Tasa de interés efectiva: » el 3,20% a.a.+ variación cambiaria;

Costos de transacción y primas: » el 0,2% (dos décimas por ciento) incidente so-

bre el valor del crédito, a título de Comisión de Estudios y Estructuración, as-

cendiendo a US$ 1.500, equivalentes a R$ 2.513, + Comisión Financiera (“Up front

Fee”) por un valor del 5,0% de US$ 750.000, totalizando US$ 37.500, equivalentes a

R$ 62.832 + Cargas por Reserva de Crédito (Commitment Fee) del 0,3% a.a., totali-

zando US$ 885, equivalentes a R$ 1.464.

Financiación mediante recursos propios del BNDESb.

Valor del contrato: » R$ 3.164.312, siendo R$ 949.491 referente al subcrédito “A”

para el GASCAV, y R$ 2.214.821 referente al subcrédito “B” para el GASCAC;

Plazo: » (i) Subcrédito “A” – Vencimiento del principal y de las cuotas de la cargas

financieras el 15/10/2020, y (ii) Subcrédito “B” – Vencimiento del principal y de las

cuotas de las cargas financieras en 48 cuotas trimestrales (12 años) después de la

entrada en operación del Gascac;

Tasa de interés efectiva: » TJLP + 1,96% a.a, con la constitución de las garantías en

hasta 60 días antes del término del período de gracia;

Costos de transacción y primas: » el 0,2% (dos décimas por ciento) incidente so-

bre el valor del crédito, a título de Comisión de Estudios y Estructuración, por un

monto R$ 6.329.

De la línea de crédito contratada todavía hay un monto de R$ 41.820 que será liberado por

el BNDES en referencia al subcrédito “A”, y R$ 1.182.411 para el subcrédito “B”, mediante

comprobación de las inversiones realizadas en el Proyecto.




16.15 OtRAS INFORmACIONES

Los préstamos y financiaciones se destinan, principalmente, a la compra de materia pri-

ma, desarrollo de proyectos de producción de petróleo y gas, construcción de navíos y

ductos, así como a la ampliación de unidades industriales.

Debenturesa.

Los debentures emitidos con la finalidad de financiar, a través del BNDES, la adquisición

anticipada del derecho de transportar, en el Gasoducto Bolivia-Brasil, el volumen de 6 mi-

llones de m3/día de gas, por el plazo de 40 años (TCO - Transportation Capacity Option),

totalizaron R$ 430.000 (43.000 títulos, con valor nominal de R$ 10,00) con vencimiento el 15

de febrero de 2015. Esos debentures son garantizados por acciones ordinarias a TBG.

En agosto de 2006, Alberto Pasqualini - Refap S.A. emitió debentures simples, nomi-

nales y escriturales, con el objetivo de la ampliación y modernización de su parque in-

dustrial, con las características siguientes (condiciones básicas aprobadas por el BNDES

y BNDESPAR el 23 de junio de 2006): amortización de 96 meses más 6 meses de periodo

de gracia; el 90% de los debentures suscritas por el BNDES con interés de TJLP + 3,8%

a.a.; el 10% de los debentures suscritos por BNDESPAR con interés de la canasta de mo-

nedas del BNDES + 2,3% a.a. En mayo de 2008, REFAP efectuó una segunda emisión con

características similares y con el valor total de R$ 507.989, habiendo captado R$ 54.841

en 2008. El saldo al 31 de diciembre de 2008 totalizaba R$ 733.968, siendo R$ 120.064 en

el pasivo corriente.

a.1) Garantías

Las instituciones financieras en el exterior no requieren garantías de Petrobras. Las

financiaciones concedidas por el BNDES están garantizadas por los bienes financia-

dos (tubos de acero al carbono para el Gasoducto Bolivia-Brasil y embarcaciones).

En el marco del contrato de garantía emitido por el Gobierno Federal en favor

de Agencias Multilaterales de Crédito, motivado por las financiaciones captadas

por TBG, se firmaron contratos de contragarantías, teniendo como firmantes el

Gobierno Federal, TBG, Petrobras, Petroquisa y el Banco do Brasil S.A., en los cua-

les TBG se compromete a vincular sus ingresos a favor del Tesoro Nacional hasta la

liquidación de las obligaciones garantizadas por el Gobierno Federal.

En garantía de los debentures, Refap tiene una cuenta de inversiones financieras

(depósitos vinculados a operaciones de crédito), vinculada a la variación del Certifi-

cado de Depósito Interbancario - CDI. Refap debe mantener tres veces el valor de la

suma de la última cuota vencida de amortización del principal y accesorios.

Endeudamiento de CIESA y TGSb.

Con el objetivo de promover el saneamiento financiero de la Compañía de Inversio-

nes de Energía S.A. - CIESA (sociedad controlada en conjunto), Pesa transfirió su par-




ticipación del 7,35% en el capital social de la Transportadora de Gas del Sur S.A. - TGS

(controlada de CIESA) para ENRON y, de forma simultánea, ENRON transfirió el 40%

de su participación en el capital de CIESA para un agente fiduciario.

En una segunda etapa del proceso, conforme el acuerdo de reestructuración de

la deuda financiera, una vez obtenidas las aprobaciones necesarias del Ente Nacional

Regulador Del Gas - ENARGAS y de la Comisión Nacional de Defensa de la Compe-

tencia, ENRON transferiría el 10% de participación que aún tiene en CIESA para los

acreedores financieros a cambio del 4,3% de las acciones ordinarias - clase B de TGS

que CIESA entregaría a sus acreedores financieros como pago parcial de la deuda. El

saldo restante de la deuda financiera sería capitalizado por los acreedores.

El acuerdo de reestructuración establecía un plazo de validez hasta el día 31 de di-

ciembre de 2008, fecha a partir de la cual cualesquiera de las partes podría considerar

el acuerdo como concluido unilateralmente.

El plazo de validez del acuerdo expiró sin que se obtuvieran las aprobaciones

gubernamentales y el 9 de enero de 2009, Ashmore Energy International Limited

(actualmente denominada AEI) declaró ser la única propietaria de las obligaciones

negociables de CIESA en 1997, notificando su decisión de terminar el acuerdo de rees-

tructuración.

El 28 de enero de 2009, CIESA interpuso acción judicial en los Tribunales del Esta-

do de Nueva York, en Estados Unidos, impugnando la prescripción de las mencionadas

Obligaciones Negociables.

Por estar operando bajo restricciones de largo plazo que perjudican significativa-

mente su capacidad de transferir fondos para los inversores y mientras no se concluyan

las acciones para el saneamiento financiero de la empresa, CIESA continuará siendo ex-

cluida del proceso de consolidación de Petrobras, conforme Instrucción CVM nº 247/96.




17 COmPROmISOS CONtRACtuALESAl 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía compromisos financieros en función de

derechos habidos de operaciones con y sin transferencia de beneficios, riesgos y controles

de esos bienes.

Pagos mínimos futuros de compromisos contractuales con transferencia de a.

beneficios, riesgos y control de bienes:

31.12.2008


2009 650.079 5.641.377

2010 - 2013 846.758 4.024.698

2014 en adelante 42.309 17.862.017

Pagos futuros de compromisos estimados 1.539.146 27.528.092

Menos monto de los interés anuales 149.103 9.687.875

Valor presente de los pagos mínimos 1.390.043 17.840.217

Menos parte corriente de las obligaciones 585.045 5.138.506

Parte no corriente de las obligaciones 804.998 12.701.711

Pagos mínimos futuros de compromisos contractuales, sin transferencia de b.

beneficios, riesgos y controles de bienes:

31.12.2008


2009 10.866.604 15.507.136

2010 - 2013 33.265.602 45.184.125

2014 en adelante 10.916.334 36.889.432

total 55.048.540 97.580.693

En 2008, la Compañía pagó un monto de R$5.561.577 en el Consolidado (R$ 8.846.625 en el

Controlante) reconocidos como gastos en el ejercicio.




18 INGRESOS y GAStOS FINANCIEROS Los gastos financieros y las variaciones cambiarias y monetarias netas, incluidos en el

resultado de 2008 y de 2007, se demuestran a continuación:


2008 2007 2008 2007

Resultado cambiario sobre efectivo y equivalentes al efectivo 762.126 (1.198.624) 577.142 (1.284.092)

Resultado cambiario sobre financiaciones (2.077.211) 510.540 (498.157) 370.294

Resultado cambiario sobre compromisos contractuales con transf. De benef., riesgos y controles de bienes con terceros

(27.263) (27.263)

(1.342.348) (688.084) 51.722 (913.798)

Variación monetaria s/ financiaciones (321.426) (109.619) (279.679) (102.084)

Gasto con financiaciones (3.320.973) (2.563.653) (861.695) (504.332)

Gasto con compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgos y controles de bienes

(4.489) (4.489)

Ingreso con inversiones financieras 755.460 871.332 101.683 477.684

Ingreso neto con FIDC 11.583 4.738

(2.570.002) (1.692.321) (725.918) (21.910)

Gastos con reestructuración de deuda (112.387)

Resultado financiero sobre endeudamiento neto (4.233.776) (2.602.411) (980.875) (1.037.792)

Variación cambiaria sobre activos en el exterior 6.417.693 (2.253.350) 9.329.950 (3.291.327)

Variación cambiaria s/ compromisos contractuales con transf. de benf., riesgos y controles de bienes con subsidiarias

(1.398.715) (1.398.715)

Hedge sobre operaciones comerciales y financieras 671.090 (391.061) 30.384 (113.159)

Títulos y Valores Mobiliarios 584.994 416.914 451.465 119.058

Interés s/ compromisos contractuales con transf. de benef., riesgos y controles de bienes con empresas del sistema

(1.896.354)

Otros ingresos y gastos financieros netos 615.213 904.512 1.108.266 1.581.492

Otras variaciones cambiarias y monetarias netas 472.285 (95.494) 552.858 (406.728)

Resultado Financiero Neto 3.128.784 (4.020.890) 7.196.979 (3.148.456)




19 OtROS GAStOS OPERAtIVOS, NEtOS


2008 2007 2008 2007

Gastos con repactación Plan Petros (*) (1.050.967) (972.143)

Relaciones institucionales y proyectos culturales (1.227.680) (1.267.288) (1.143.793) (1.190.967)

Gastos operativos c/termoeléctricas (593.353) (523.015) (897.372) (357.922)

Gastos corporativos de seguridad, medio ambiente y salud (SMS) (382.170) (474.520) (371.971) (464.991)

Acuerdos colectivos de trabajo (542.675) (482.016) (542.673) (456.387)

Pérdidas y contingencias con procesos judiciales (502.246) (389.312) (262.656) (290.397)

Multas contractuales y regulatorias (434.029) (448.437) (477.712) (412.965)

Cargas contractuales con servicios de transporte - “ship or pay” (101.198) (89.842) (88.369)

Paradas no programadas en instalaciones y equipos de producción (205.958) (137.760) (203.439) (135.292)

Ajuste al valor de mercado de las existencias (1.340.706) (84.167)

Otros 617.772 (325.236) 617.105 (242.021)

(4.712.243) (5.188.393) (3.366.678) (4.611.454)

(*) se refiere al incentivo financiero pagado a los participantes y otros gastos relacionados, con el objetivo de posibilitar la repactación del Plan.




20 ImPuEStOS, CONtRIBuCIONES y PARtICIPACIONES

20.1 ImPuEStOS POR RECuPERAR

ACtIVO CORRIENtECONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 2007 2008 2007

En el país:

ICMS 2.527.495 2.878.563 1.916.608 2.455.357

PASEP/COFINS 1.323.099 1.545.852 883.206 1.030.782

CIDE 222.938 239.259 34.008 32.385

Impuesto sobre la renta 2.005.575 723.234 1.460.462 271.363

Contribución social 801.491 156.105 663.702 25.990

Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos 1.658.708 1.418.173 1.090.270 1.122.215

Otros impuestos 408.943 319.108 224.905 187.125

8.948.249 7.280.293 6.273.161 5.125.217

En el exterior:

Impuesto sobre el valor agregado - IVA 313.039 217.786

Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos 113.370 70.004

Otros impuestos 266.589 213.453

692.998 501.243

9.641.247 7.781.536 6.273.161 5.125.217




20.2 ImPuEStOS, CONtRIBuCIONES y PARtICIPACIONES POR PAGAR

PASIVO CORRIENtECONSOLIdAdO CONtROLANtE

2008 2007 2008 2007

ICMS 1.741.030 2.123.583 1.402.632 1.894.268

PASEP/COFINS 1.064.304 944.514 901.787 749.339

CIDE 447.324 606.101 411.103 548.553

Participación especial/Royalties 2.528.153 2.871.914 2.491.731 2.826.134

Impuesto sobre la renta y contribución social retenidos en la fuente 1.221.996 677.212 872.235 589.079

Impuesto sobre la renta y contribución social corrientes 793.687 783.679 213.548


Otras tasas 748.516 283.263 388.243 117.916

12.741.382 10.006.272 10.537.882 8.493.492

Para fines de cálculo del impuesto sobre la renta y de la contribución social sobre la ganan-

cia neta del ejercicio de 2008, la Compañía adoptó el Régimen Tributario de Transición –

RTT, conforme previsto en la Medida Provisional 449/08, o sea en la determinación de la

ganancia tributable consideró los criterios de la Ley 6.404/76 antes de las alteraciones de

la Ley 11.638/07 y de la Medida Provisional 449/08. La confirmación de la opción por este

régimen se realizará en el momento de la entrega de la Declaración del Impuesto sobre la

Renta Persona Jurídica - DIPJ del año calendario 2008. De esta forma, los impuestos sobre

diferencias temporarias, generadas por la adoción de nueva ley societaria fueron provisio-

nadas como impuestos y contribuiciones diferidos ativos y pasivos.




20.3 ImPuEStOS y CONtRIBuCIóN SOCIAL dIFERIdOS - NO CORRIENtE


2008 2007 2008 2007

No corriente

Activo

Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos 2.970.881 3.921.534 477.183 1.776.187

ICMS diferido 1.998.157 990.878 1.538.410 755.058

PASEP y COFINS diferidos 4.842.359 3.145.403 4.599.148 3.026.238

Otros 426.911 275.675

10.238.308 8.333.490 6.614.741 5.557.483

Pasivo


Otros 64.673 66.042

13.165.132 10.418.754 10.821.894 8.433.677




20.4 ImPuEStO SOBRE LA RENtA y CONtRIBuCIóN SOCIAL dIFERIdOS

Los fundamentos y las expectativas para la realización se presentan a continuación:

Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos activosa.

NAtuRALEzA2008

FuNdAmENtO PARA REALIzACIóNCONSOLIdAdO CONtROLANtE

Plan de Pensión 248.677 240.379Por el pago de las Contribuciones de la Patrocinadora.

Ganancias no devengadas entre compañías del sistema 1.247.912Mediante la realización efectiva de las ganancias.

Provisiones para contingencias y para créditos de liquidación dudosa

502.698 336.416Por la efectivación fiscal de la pérdida y enjuiciamiento de las acciones y créditos vencidos

Pérdidas fiscales 732.572 Con ganancias tributarias futuras

Provisión para participación en las ganancias 428.286 383.641 Por el pago

Provisión para inversión en investigación y desarrollo 179.504 179.504 Mediante la realización de los gastos.

Diferencia temporal entre los criterios de depreciación contable y fiscal

142.215 87.917Realización en el plazo de la depreciación lineal de los bienes.

Absorción de financiaciones condicionales 74.281 Término de los contratos de financiación

Diferencia temporal entre pagos de compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgos y control de bienes y depreciación

(24.777) (24.777) Realización de los activos

Variación cambiaria sobre financiación 194.741

Provisión para exportación en curso 55.615 55.615 Mediante el reconocimiento de los ingresos

Otros 961.235 308.758

Total 4.742.959 1.567.453

No corriente 2.970.881 477.183

Corriente 1.772.078 1.090.270




Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos pasivosb.

NAtuRALEzA2008

FuNdAmENtO PARA REALIzACIóNCONSOLIdAdO CONtROLANtE

Costos con prospección y perforación para extracción de petróleo

11.720.752 11.720.753

Conforme depreciación por el método de unidades producidas en relación a las reservas probadas/desarrolladas de los campos de petróleo.

Diferencia temporal entre los criterios de depreciación contable y fiscal

760.714 86.606Mediante depreciación por la vida útil del bien o enajenación

IR y CS sobre ganancias en el exterior 360.669 219.483Mediante el acontecimiento de hechos generadores para puesta a disposición de las ganancias.

Inversiones en controladas y coligadas 258.640Mediante el acontecimiento de hechos generadores para puesta a disposición de las ganancias.

Variación cambiaria 3.138.541 2.865.203 Mediante liquidación de los contratos

Pérdidas fiscales 11.223 Con ganancias tributarias futuras

Otros 1.046.292

Total 17.296.831 14.892.045

No corriente 13.100.459 10.821.894

Corriente 4.196.372 4.070.151

Realización del impuesto sobre la renta y contribución social diferidosc.

En la Controlante, la realización de los créditos fiscales diferidos activos por el monto

de R$ 1.567.453 no depende de ganancias futuras porque éstas serán absorbidas anual-

mente por la realización del pasivo fiscal diferido. En el Consolidado, para el compo-

nente que excede el saldo de la Controlante, cuando corresponda, los directorios de las

subsidiarias, con base en proyecciones efectuadas, tienen la expectativa de compensar

esos créditos en el plazo de hasta 10 años.

EXPECtAtIVA dE REALIzACIóN


ImPuEStO SOBRE LA RENtA y CSLL dIFERI-

dOS ACtIVOS

ImPuEStO SOBRE LA RENtA y CSLL

dIFERIdOS PASIVOS


dIFERIdOS ACtIVOS


dIFERIdOS PASIVOS

2009 1.772.078 4.196.372 1.090.270 4.070.151

2010 668.730 1.736.601 30.966 1.212.242

2011 251.275 1.430.186 30.966 1.219.672

2012 194.884 1.396.808 24.846 1.219.355

2013 442.378 1.479.212 286.293 1.202.535

2014 75.774 1.374.502 7.961 1.200.900

2015 em adelante 1.337.840 5.683.150 96.151 4.767.190

Parte registrada contablemente 4.742.959 17.296.831 1.567.453 14.892.045

Parte no registrada contablemente 1.106.551 582.104

Total 5.849.510 17.296.831 2.149.557 14.892.045




La controlada Petrobras Energia S.A. (Pesa) y sus controladas tienen créditos tribu-

tarios originados por pérdidas fiscales acumuladas de aproximadamente R$ 280.440

(US$ 120.000 mil) no registrados en su activo. En función de legislación tributaria

específica de Argentina y de otros países en donde Pesa tiene inversiones, que definen

plazos de prescripción para tales créditos, solamente podrán utilizarse para compen-

sación con futuros tributos a pagar, como máximo hasta 2009, el monto de R$ 212.667

(US$ 91.000 mil), y de 2010 en adelante el monto de R$ 67.773 (US$ 29.000 mil).

Adicionalmente, la controlada Petrobras America Inc. - PAI tiene créditos tribu-

tarios no registrados por un monto de R$ 969.168 (US$ 414.706 mil) debido a pérdidas

fiscales acumuladas, causadas, principalmente, de las actividades de explotación y

producción de petróleo y gas. De acuerdo con la legislación específica de Estados Uni-

dos, país en que PAI tiene su domicilio, los créditos fiscales prescriben en 20 años.

Siendo así, se podrán compensar los montos de R$ 196.516 (US$ 84.089 mil) hasta 2027,

R$ 252.805 (US$ 108.175 mil) hasta 2028 y R$ 519.847 (US$ 222.442 mil) en 2029.

Algunas controladas en el exterior tienen pérdidas fiscales acumuladas en la fase

de exploración. Esos créditos se reconocerán, caso el proyecto sea exitoso, mediante la

generación de ganancias tributables futuras.

20.5 RECONCILIACIóN dEL ImPuEStO SOBRE LA RENtA y CONtRIBuCIóN SOCIAL SOBRE LAS GANANCIAS

La reconciliación de los impuestos verificados conforme tasas nominales y el valor de los

impuestos registrados en los ejercicios de 2008 y de 2007 se presentan a continuación:

Consolidadoa.

2008 2007

Ganancia del ejercicio antes de los impuestos y después de la participación de los empleados

46.860.272 34.527.373

Impuesto sobre la renta y contribución social a las tasas nominales (34%) (15.932.493) (11.739.307)

Ajustes para determinación de la tasa efectiva:

› Adiciones permanentes, netas (1.775.554) (951.411)

› Incentivos fiscales 226.942 224.967

› Crédito en razón de la inclusión de JSCP como gastos operativos 2.386.549 2.160.685

› Créditos fiscales de empresas en el exterior en fase de exploración (1.544.744) (565.470)

› Otros 677.323 (402.222)

Gasto con formación de provisión para el impuesto sobre la renta y la contribución social

(15.961.977) (11.272.758)

Impuesto sobre la renta/contribución social diferidos (4.769.951) (477.234)

Impuesto sobre la renta/contribución social corrientes (11.192.026) (10.795.524)

(15.961.977) (11.272.758)

Tasa efectiva del impuesto sobre la renta y contribución social 34,1% 32,6%




Controlanteb.

2008 2007

Ganancia del ejercicio antes de los impuestos y después de la participación de los empleados

51.353.567 31.238.559

Impuesto sobre la renta y contribución social a las tasas nominales (34%) (17.460.213) (10.621.110)

Ajustes para determinar la tasa efectiva

› Adiciones permanentes, netas (99.760) (821.461)

› Incentivos fiscales 214.780 216.114

› Crédito debido a la inclusión de JSCP como gastos operativos 2.386.549 2.160.685

› Otros ítems 74.626 (144.096)

Gasto con formación de provisión para impuesto sobre la renta y contribución social (14.884.018) (9.209.868)

Impuesto sobre la renta/ contribución social diferidos (5.736.891) (619.148)

Impuesto sobre la renta/ contribución social corrientes (9.147.127) (8.590.720)

(14.884.018) (9.209.868)

Tasa efectiva de impuesto sobre la renta y contribución social 28,9% 29,5%

21 BENEFICIOS CONCEdIdOS A LOS EmPLEAdOS

21.1 PLAN dE PENSIóN - FuNdAçãO PEtROBRAS dE SEGuRIdAdE SOCIAL (PEtROS)

Plan Petrosa.

La Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros, constituida por Petrobras, instituyó el

Plan Petros en julio de 1970 y es del tipo beneficio definido, que asegura a los participantes una

suplementación del beneficio concedido por la Seguridad Social. El plan Petros está cerrado

para los empleados del sistema Petrobras admitidos a partir de septiembre de 2002.

Al 31 de diciembre de 2008, el Plan Petros está representado por las siguientes patroci-

nadoras en el ámbito del Sistema Petrobras: Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A. (BR),

Petroquisa y Alberto Pasqualini - Refap S.A.

La evaluación del plan de costeo de Petros la realizan actuarios independientes, en

régimen de capitalización, por la mayor parte de los beneficios. Con los más recientes ajustes

reglamentarios del Plan Petros, ese plan pasó a recibir de las empresas patrocinadoras, en

lugar del 12,93% que hasta entonces se practicaba sobre la nómina de sueldos de los em-

pleados participantes en el plan, contribuciones regulares en valores iguales a los valores

de las contribuciones de los empleados y jubilados, es decir, de forma paritaria, valores que

representan en promedio el 12% de la nómina de sueldos de participación. La relación de las

contribuciones entre patrocinadores y participantes del Plan Petros, considerando solamente

las atribuibles a Petrobras y sus subsidiarias, al 31 de diciembre de 2008, fue del 1,00.




En la verificación del eventual déficit en el plan de beneficio definido, conforme se

define en la Enmienda Constitucional n° 20 de 1998, su resolución deberá ocurrir por

medio de ajuste en plan de costeo, por medio de contribuciones extraordinarias calcu-

ladas por el método del valor agregado, debiendo tal costo ser prorrateado igualmente

entre patrocinadoras y participantes.

Los compromisos actuariales con los planes de beneficios de pensión y jubilación,

son provisionados en el balance de la Compañía, de acuerdo con el método de la unidad

de crédito proyectada. Ese método considera cada período de servicio como un hecho

generador de una unidad adicional de beneficio, neto de los activos garantizadores

del plan, cuando sea aplicable, siendo reconocidos los costos referentes al aumento

del valor presente de la obligación resultante del servicio prestado por el empleado

durante su período laboral.

Las pérdidas y ganancias actuariales generadas por las diferencias entre los valo-

res de las obligaciones y activos verificados, calculadas con base en premisas actuaria-

les (hipótesis biómetricas y económicas), entre otras estimativas y las efectivamente

devengadas, son, respectivamente, incluidas o excluidas en la determinación del com-

promiso actuarial neto. Estas pérdidas y ganancias se amortizan en el transcurso del

período promedio de servicio restante de los empleados activos.

El 23 de octubre de 2008, Petrobras y las subsidiarias patrocinadoras del Plan Pe-

tros, entidades Sindicales y Petros firmaron un Término de Compromiso Financiero,

después de la homologación judicial realizada el día 25 de agosto de 2008, para cubrir

obligaciones con planes de pensión por un monto de R$ 5.801.740 (R$ 5.572.477 en la

Controlante) actualizado retroactivamente al 31 de diciembre de 2006 por el IPCA +

6% a.a, que se pagará en cuotas semestrales con intereses del 6% a.a. sobre el saldo

deudor, actualizados por el IPCA, en los próximos 20 años, conforme previamente es-

tablecido en el proceso de repactación. En la misma fecha, Petrobras utilizó saldo de

adelanto para el plan de pensión por un valor de R$ 1.393.906 (R$ 1.296.810 al 31 de

diciembre de 2007), para liquidar parte de las obligaciones de Petrobras con el Plan

Petros, conforme establecido en el Término de Compromiso Financiero.

La obligación por parte de la Compañía, por intermedio del Término de Compro-

miso Financiero, representa una contrapartida a las concesiones realizadas por los

participantes/beneficiarios del Plan Petros en la alteración del reglamento del plan, en

relación a los beneficios y en el cierre de litigios existentes.

Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de la obligación de Petrobras y subsidiarias re-

ferente al Término de Compromiso financiero ascendía a R$ 4.324.173 (R$ 4.091.676 en

la Controlante), de los cuales R$ 83.770 (R$ 79.266 en la Controlante) vencen en 2009.

Al 31 de diciembre de 2008, Petrobras y sus subsidiarias tenían Notas del Tesoro

Nacional - a largo plazo, en el monto de R$ 3.773.133 (R$ 3.589.343 en la Controlante),

adquiridas como contrapartida a pasivos con Petros, que se mantendrán en la cartera

de la Compañía como garantía del Término de Compromiso Financiero.




Plan Petros 2b.

A partir del 1º de julio de 2007, Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A. (BR), Petroquisa

y Alberto Pasqualini - Refap S.A, implantaron un nuevo plan de previsión complementa-

ria, denominado Plan Petros 2, en la modalidad de Contribución Variable (CV) o mixto,

para los empleados sin previsión complementaria. En 2008 ocurrieron adhesiones de las

siguientes empresas: Ipiranga Asfaltos S.A. – IASA, Alvo Distribuidora de Combustíveis

Ltda. y FAFEN Energia S.A.

La parte de este plan con característica de beneficio definido se refiere a la cobertura

de riesgo con invalidez y muerte, garantía de un beneficio mínimo y renta vitalicia y los

compromisos actuariales relacionados se han registrado de acuerdo con el método de

la unidad de crédito proyectada. La parte del plan con característica de contribución

definida se destina a la formación de reserva para jubilación programada y se ha recono-

cido en el resultado del ejercicio a medida que las contribuciones van siendo efectuadas.

En el ejercicio de 2008, la contribución de Petrobras y sus subsidiarias para la parte

de contribución definida de este plan fue de R$ 274.117 (R$ 262.088 en la Controlante).

Las patrocinadoras Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A. (BR), Petroquisa y

Alberto Pasqualini - Refap S.A. asumieron el servicio pasado de las contribuciones

correspondientes al período en que los participantes estuvieron sin plan, a partir de

agosto de 2002, o de la admisión posterior, hasta el día 29 de agosto de 2007. El plan

continuará abierto a inscripciones después de esa fecha, pero no habrá más el pago del

Servicio Pasado.

Los desembolsos relacionados al costo del servicio pasado se realizarán, mensual-

mente en el transcurso del tiempo, durante el mismo número de meses en que el partici-

pante estuvo sin plan, debiendo, por lo tanto, cubrir la parte relativa a los participantes

y patrocinadoras.

Activos de los Planes de Pensiónc.

Los activos de los planes de pensión del Sistema Petrobras se invierten principalmente

en títulos del gobierno, fondos de inversión, instrumentos patrimoniales y otros.

CONSOLIdAdO2008 2007

PLAN dE PENSIóN dE BENEFICIO dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN CONtR. VARIABLE

PLAN dE PENSIóN dE BENEFICIO dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN CONtR. VARIABLE

Títulos del gobierno 43% 41%

Fondos de inversión 38% 92% 33% 100%

Participaciones en acciones 12% 8% 20%

Otros 7% 6%

100% 100% 100% 100%




La cartera de inversiones de los Planes Petros y Petros 2, al 31 de diciembre de 2008,

estaba formada por el 70% de renta fija con rentabilidad esperada del 7,37% a.a.; el 24%

de renta variable con rentabilidad esperada del 6% a.a.; el 6% de otras inversiones (ope-

raciones con participantes, inmuebles y proyectos de infraestructura) con rentabili-

dad esperada del 8% a.a., lo que resultó en una tasa de interés promedio del 7,02% a.a.

Los activos de los planes de pensión administrados por la Fundación Petrobras de

Seguridad Social - Petros incluyen los siguientes títulos de partes relacionadas:

2008 2007

Acciones ordinarias de Petrobras 313.698 718.013

Acciones preferidas de Petrobras 512.312 1.065.999

Compañías controladas por el gobierno 261.567 228.996

Títulos del gobierno 13.348.545 12.055.229

Títulos de otras partes relacionadas 240.001 304.214

14.676.123 14.372.451

El Plan Petros tiene el 43% de las inversiones en títulos del gobierno, de los cuales el

94% son representados por NTN-B que por fideicomiso con la Secretaría de Previsión

Complementaria se mantendrán hasta el vencimiento.

21.2 PEtROBRAS INtERNACIONAL BRASPEtRO B.V. – PIB BV

21.2.1 PEtROBRAS ENERGIA S.A.

Plan de pensión de contribución definidaa.

En 2005, Petrobras Energia S.A. (Pesa), implantó este plan de adhesión voluntaria para

todos los empleados que cumplan determinadas condiciones. Los aportes se realizan

en montos equivalentes a las contribuciones de los empleados, de acuerdo con la con-

tribución definida para cada nivel salarial.

El costo del plan se reconoce de acuerdo con las contribuciones que la sociedad

efectúa que, al 31 de diciembre de 2008, ascendían a R$ 4.619 equivalentes (R$ 3.684

al 31 de diciembre de 2007).

Plan de pensión definidob.

b.1) Plan “Termination Indemnity”

Es un plan de beneficios por el cual los empleados que cumplen determinadas con-

diciones están aptos para recibir un mes de sueldo por año de trabajo en la empre-

sa, de acuerdo con una escala decreciente, conforme los años de vigencia del plan,

en el momento de su jubilación.




b.2) Plan “Fondo Compensador”

Tienen derecho a este beneficio todos los empleados de Pesa que hayan adherido a los

planes de contribuciones definidas en vigor en el transcurso del tiempo y que hayan

ingresado en la Compañía antes del 31 de mayo de 1995 y tengan los años de trabajo

exigidos. El beneficio se calcula complementariamente a los beneficios otorgados por

estos planes y por el sistema de jubilación, de forma que la suma de los beneficios

totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan.

De acuerdo con lo establecido en el Estatuto de Pesa, la Compañía realiza sus

aportes al fondo con base en una propuesta del Directorio a la Asamblea hasta un

valor máximo equivalente al 1,5% de los resultados netos de cada ejercicio.

Caso haya un valor excedente, debidamente certificado por un actuario inde-

pendiente, de los fondos aportados a fideicomisos destinados a pagar los beneficios

definidos otorgados por el plan, Pesa podrá disponer del referido valor, debiendo,

solamente, realizar la debida comunicación al agente fiduciario.

21.2.2 NANSEI SEkIyu S.A.

Plan de pensión de beneficio definido a.

La Refinería Nansei Sekiyu ofrece a sus empleados un plan de beneficios de jubilación

complementaria programada en la modalidad de beneficio definido, en donde el parti-

cipante para poder obtener el beneficio debe tener como mínimo 50 años de edad y 20

años de antigüedad en la Compañía. Las contribuciones son efectuadas solamente por

la patrocinadora. El plan es administrado por Sumitono Trust.




21.3 PLAN dE ASIStENCIA médICA

Asistencia Multidisciplinaria de Salud (AMS)a.

Petrobras, sus subsidiarias, Petrobras Distribuidora, Petroquisa y la controlada Alber-

to Pasqualini - Refap S.A., mantienen un plan de asistencia médica (AMS), con bene-

ficios definidos que incluye a todos los empleados de las empresas en Brasil (activos e

inactivos) y sus dependientes. El plan es administrado por la propia Compañía y los

empleados aportan un monto mensual pre-definido para cobertura de gran riesgo y

con una parte de los gastos en que se incurre referentes a las demás coberturas, de

acuerdo con las tablas de participación basadas en ciertos parámetros, incluyéndose

los niveles salariales, además del beneficio farmacia que prevé condiciones especiales

en la adquisición, en farmacias registradas distribuidas por todo el territorio nacional

de ciertos medicamentos.

El compromiso de la Compañía relacionado a los beneficios futuros debidos a los

participantes del plan lo calcula anualmente un actuario independiente, con base en

el método de la Unidad de Crédito Proyectada, de manera similar al cálculo realizado

para los compromisos con pensiones y jubilaciones, anteriormente descritos.

El plan de asistencia médica no está respaldado por activos garantizadores. La

Compañía paga los beneficios basándose en los costos en que incurren los partici-

pantes del plan.

21.4 OtROS PLANES dE CONtRIBuCIóN dEFINIdA

La subsidiaria Transpetro y algunas controladas de Petrobras patrocinan planes de jubi-

lación a sus empleados, de naturaleza de contribución definida, tales como: Petroquímica

Triunfo S.A. y Transportadora Brasileira Gasoduto Bolivia-Brasil (TBG).




CONSOLIdAdO

2008 2007

PLAN dE PESIóN BENEF.

dEFINIdO

PLAN dE PESIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA


dEFINIdO

PLAN dE PESIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

Variación de las obligaciones de beneficiosValor presente de la obligación actuarial al inicio del ejercicio

41.411.603 254.049 12.217.790 36.867.058 265.207 11.615.993

Costo de los interés:› Con término de compromiso

financiero83.770

› Actuarial 4.060.932 37.936 1.227.765 3.929.505 14.242 1.228.466

Costo del servicio corriente 448.888 161.826 197.686 399.770 60.371 197.595

Beneficios pagados (1.707.640) (1.026) (441.760) (1.625.809) (94) (421.752)

(Ganancia)/Pérdida actuarial sobre la obligación actuarial

(6.963.363) (155.258) (3.326.628) 1.346.446 32.663 (402.512)

Alteración de plan 524.017

Otros 189.889 2.640 (29.384) (118.340) (*)

Valor presente de la obligación actuarial al cierre del ejercicio

37.524.079 300.167 9.874.853 41.411.603 254.049 12.217.790

Variación de los activos del plan

Activo del plan al inicio del ejercicio 33.178.866 15.876 27.805.938

Rendimiento esperado de los activos del plan

3.441.863 32.783 3.056.793 5.123

Contribuciones recibidas por el fondo 835.269 70.432 441.760 775.572 132.779 421.752

Recibos vinculados al término de compromiso financiero

1.393.906

Beneficios pagados (1.707.640) (1.026) (441.760) (1.625.809) (94) (421.752)

Ganancia/(Pérdida) actuarial sobre los activos del plan

(4.258.433) (31.906) 3.264.703 (3.592)

Otros 16.006 143 (98.331) (118.340) (*)

Valor justo de los activos del plan al final del ejercicio

32.899.837 86.302 33.178.866 15.876

(*) Parte de la contribución definida del Plan reclasificada para permitir la comparación con los estados contables de 2008.

21.5 EL SALdO dE LAS OBLIGACIONES dE LOS GAStOS CON BENEFICIOS POSt-EmPLEO, CALCuLAdOS POR ACtuARIOS INdEPENdIENtES, PRESENtA EL mOVImIENtO SIGuIENtE:




CONtROLANtE

2008 2007


dEFINIdO

PLAN dE PESIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA


dEFINIdO

PLAN dE PESIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

Variación de las obligaciones de beneficiosValor presente de la obligación actuarial al inicio del ejercicio

38.822.922 245.368 11.406.884 34.584.902 253.740 10.817.017

Costo de los interés:› Con término de compromiso

financiero79.266

› Actuarial 3.799.444 36.641 1.146.066 3.685.191 13.626 1.143.749


Beneficios pagados (1.617.327) (787) (414.895) (1.540.475) (94) (398.767)

(Ganancia)/Pérdida actuarial sobre la obligación actuarial

(6.599.485) (153.441) (3.087.030) 1.222.407 35.021 (335.240)

Alteración de plan 510.578

Otros (114.284) (*)

Valor presente de la obligación actuarial al cierre del ejercicio

34.888.477 284.468 9.231.164 38.822.922 245.368 11.406.884

Variación de los activos del plan

Activo del plan al inicio del ejercicio 31.236.450 15.237 26.224.871

Rendimiento esperado de los activos del plan

3.239.012 31.543 2.886.575 4.877

Contribuciones recibidas por el fondo 769.271 67.709 414.895 727.745 128.150 398.767

Recibos vinculados al término de compromiso financiero

1.393.906

Beneficios pagados (1.617.327) (787) (414.895) (1.540.475) (94) (398.767)

Ganancia/(Pérdida) actuarial sobre los activos del plan

(4.261.627) (31.011) 3.019.514 (3.412)

Otros (31.349) (81.780) (114.284) (*)

Valor justo de los activos del plan al final del ejercicio

30.728.336 82.691 31.236.450 15.237

(*) Parte de la contribución definida del Plan reclasificada para permitir la comparación con los estados contables de 2008.




CONSOLIdAdO

2008 2007

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

Valores reconocidos en los estados contablesValor presente de las obligaciones en exceso al valor justo de los activos

4.624.242 213.865 9.874.853 8.232.737 238.173 12.217.790

Ganancias/(Pérdidas) actuariales no reconocidas

(462.836) 22.265 985.112 (3.106.864) (29.188) (2.446.161)

Costo del servicio pasado no reconocido (178.967) (115.000) (39.572) (198.739) (191.715) (43.710)

Pasivo actuarial neto 3.982.439 121.130 10.820.393 4.927.134 17.270 9.727.919

CONtROLANtE

2008 2007

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

Valores reconocidos en los estados contablesValor presente de las obligaciones en exceso al valor justo de los activos

4.160.141 201.777 9.231.164 7.586.472 230.131 11.406.884

Ganancias/(Pérdidas) actuariales no reconocidas

(584.210) 22.848 808.370 (2.908.380) (31.401) (2.382.870)

Costo del servicio pasado no reconocido (146.429) (108.992) (36.276) (169.012) (183.047) (40.072)

Pasivo actuarial neto 3.429.502 115.633 10.003.258 4.509.080 15.683 8.983.942


31.12.2008 31.12.2007 31.12.2008 31.12.2007

PLAN dE PENSIóN

PLAN dE SALud

PLAN dE PENSIóN

PLAN dE SALud

PLAN dE PENSIóN

PLAN dE SALud

PLAN dE PENSIóN

PLAN dE SALud

Pasivo corriente:Plan de beneficio definido

582.510 523.714 406.989 455.736 534.215 493.221 370.408 429.666

Plan de contribución variable

45.478 17.270 44.836 15.683

627.988 523.714 424.259 455.736 579.051 493.221 386.091 429.666

Pasivo no corriente:Plan de beneficio definido

3.399.929 10.296.679 4.520.145 9.272.183 2.895.287 9.510.037 4.138.672 8.554.276

Plan de contribución variable

75.652 70.797

3.475.581 10.296.679 4.520.145 9.272.183 2.966.084 9.510.037 4.138.672 8.554.276

total 4.103.569 10.820.393 4.944.404 9.727.919 3.545.135 10.003.258 4.524.763 8.983.942




CONSOLIdAdO

2008 2007

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

Saldo al 1º de enero 4.927.134 17.270 9.727.919 3.462.610 8.419.171

(+) Costos habidos en el período 900.941 146.017 1.534.011 1.834.636 113.558 1.730.500

(-) Pago de contribuciones (490.533) (35.148) (441.760) (458.773) (96.288) (421.752)

(-) Pago del término de compromiso financiero

(1.393.906)

Otros 38.803 (7.009) 223 88.661

Saldo al 31 de diciembre 3.982.439 121.130 10.820.393 4.927.134 17.270 9.727.919

CONtROLANtE

2008 2007

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

Saldo al 1º de enero 4.509.080 15.683 8.983.942 3.168.967 7.769.189

(+) Costos habidos en el período 732.570 133.728 1.434.214 1.685.684 108.787 1.613.520

(-) Pago de contribuciones (450.442) (33.778) (414.895) (427.351) (93.104) (398.767)

(-) Pago del término de compromiso financiero

(1.393.906)

Otros 32.200 (3) 81.780

Saldo al 31 de diciembre 3.429.502 115.633 10.003.258 4.509.080 15.683 8.983.942




El gasto neto con los planes de beneficios de pensión y jubilación concedidos y por con-

ceder a los empleados, jubilados y pensionistas y de asistencia médica para el ejercicio de

2008, de acuerdo con los cálculos actuariales realizados por actuarios independientes,

incluye los componentes siguientes:

CONSOLIdAdO

2008 2007

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA


Costo de los interés:

› Con término de compromiso financiero 83.770

› Actuarial 4.060.932 37.936 1.227.765 3.926.016 14.242 1.228.466

Rendimiento estimado de los activos del plan

(3.441.863) (32.783) (3.056.900) (5.123)

Amortización de (ganancias)/pérdidas actuariales no reconocidas

3.959 (21) 104.645 871.431 160.347

Contribuciones de participantes (362.082) (107.162) (317.230) (29.424)

Costo del servicio pasado no reconocido 25.087 77.046 4.138 73.492 144.092

Otros 82.250 9.175 (223) 3.645

Costo neto en el ejercicio 900.941 146.017 1.534.011 1.834.636 113.558 1.730.500

CONtROLANtE

2008 2007

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA


Costo de los interés:

› Con término de compromiso financiero 79.266

› Actuarial 3.799.444 36.641 1.146.066 3.685.191 13.626 1.143.749

Rendimiento estimado de los activos del plan

(3.239.012) (31.542) (2.886.575) (4.877)

Amortización de (ganancias)/pérdidas actuariales no reconocidas

104.213 164.502 155.007

Contribuciones de participantes (333.366) (102.112) (300.894) (28.014)

Costo del servicio pasado no reconocido 22.582 74.054 3.796 663.141 70.693 134.639

Costo neto en el ejercicio 732.570 133.728 1.434.214 1.685.684 108.787 1.613.520




La actualización de las provisiones se registró en el resultado del ejercicio, conforme

se discrimina:

CONSOLIdAdO

2008 2007

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

Relativa a empleados activos:

Absorbida en el costeo de las actividades operativas

252.163 73.043 272.848 273.402 65.345 317.539

Directamente en el resultado 270.361 72.970 212.189 244.667 48.213 235.018

Relativa a los inactivos 378.417 4 1.048.974 1.316.567 1.177.943

900.941 146.017 1.534.011 1.834.636 113.558 1.730.500

CONtROLANtE

2008 2007

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

PLAN dE PENSIóN

BENEF. dEFINIdO

PLAN dE PENSIóN

CONtRIB. VARIABLE

ASIStENCIAmédICA

SuPLEtIVA

Relativa a empleados activos:

Absorbida en el costeo de las actividades operativas

237.420 72.205 263.903 257.342 63.967 307.969

Directamente en el resultado 143.243 61.523 178.445 180.304 44.820 194.481

Relativa a los inactivos 351.907 991.866 1.248.038 1.111.070

732.570 133.728 1.434.214 1.685.684 108.787 1.613.520

21.6 VARIACIóN EN LOS COStOS CON ASIStENCIA médICA

Las premisas de evolución de los costos de asistencia médica tienen impacto significativo en

los saldos de los valores provisionados y en los respectivos costos reconocidos. Una variación

del 1% en esa premisa tendría el siguiente impacto en los valores presentados:


1% dEAumENtO

1% dEREduCCIóN

1% dEAumENtO

1% dEREduCCIóN

Pasivo actuarial 1.293.044 (1.074.009) 1.203.207 (999.879)

Costo del servicio e intereses

204.553 (167.718) 190.043 (155.888)




21.7 PREmISAS ACtuARIALES

Las principales premisas adoptadas en el cálculo de las empresas brasileñas fueron

las siguientes:

mOdALIdAd PREmISA ACtuAL

Plan de beneficio (pensión y salud) Beneficio definido/ Contribución variable y Asistencia médica supletiva

Método de evaluación actuarial Unidad de Crédito Proyectada

Tabla de mortalidad AT 2000 *

Invalidez ZIMMERMANN ajustada por la GLOBALPREV y TASA 1927

Tabla de mortalidad de inválidos AT 49 *

Rotación Plan de Pensión 0% a.a.

Rotación AMS % promedio anual de salida - 0,607% a.a. **

Tasa de descuento para el pasivo actuarial Interés: 7,70% a.a. *** + inflación: 5,0% al 4,0% a.a. ****

Tasa de rendimiento esperada sobre los activos del plan Interés: 7,02% a.a. + inflación: 5,0% a.a. ****

Crecimiento salarial 2,24% a.a. + inflación: 5,0% al 4,0% a.a.****

(*) separada por sexo (masculino y femenino).

(**) Varía de acuerdo con la edad y la antigüedad en la empresa.

(***) Con base en estudios realizados internamente que constataron la elevación considerable de la robustez y liquidez de mercado de los títulos soberanos brasileños en los últimos años, la Compañía implantó una metodología para verificación de una tasa real a partir de la curva de interés de los títulos de más largo plazo del gobierno, que se utilizó para descuento del pasivo actuarial. Esta alteración fue necesaria para mantener la alineación entre la medición del valor presente de activos y pasivos de los planes de pensión y salud y para adecuación a las normas internacionales de contabilidad (IFRs) referente a la determinación de precios de activos por su valor de mercado.

(****) Inflación linealmente decreciente, partiendo del 5,0% a.a. (2009) al 4,0% a.a. (2014) y constante en el 4% a.a. de 2014 en adelante.

22 PARtICIPACIóN dE LOS EmPLEAdOS y AdmINIStRAdORES

La participación de los empleados en las ganancias o resultados se puede basar, de acuer-

do con las disposiciones de la legislación vigente, en programas voluntarios que ofrecen

las sociedades o en convenios con los empleados o entidades sindicales.

Siendo así, en el ejercicio de 2008, Petrobras realizó provisión de R$ 1.344.526 en el

Consolidado (R$ 1.011.914 en 2007) y R$ 1.138.078 en la Controlante (R$ 844.412 en 2007),

de participación de los empleados y administradores en las ganancias o resultados (PLR).

El valor de la provisión respeta los límites establecidos por la Resolución nº 10, del 30 de

mayo de 1995, del Consejo de Controles de las Empresas Estatales - CCE.

La participación de la dirección en las ganancias o resultados está sujeta a la aproba-

ción de la Asamblea General Ordinaria que se celebrará e 8 de abril de 2009, de acuerdo con

los artículos 41 y 56 del Estatuto Social de la Compañía y normas federales específicas.




23 INCENtIVOS FISCALESLos incentivos fiscales originados por donaciones o subvenciones gubernamentales recibidos

a partir del 01 de enero de 2008 se registran como ingreso diferido no pasivo no circulante.

Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de R$ 76.574 era originado por la parte del proyecto

de reinversión aprobada por SUDENE y se apropiará al resultado del ejercicio en la misma

proporción en que se deprecie el activo correspondiente.

24 PAtRImONIO NEtO

24.1 CAPItAL SOCIAL REALIzAdO

Al 31 de diciembre de 2008, el capital suscrito e integrado en el valor de R$ 78.966.691

(R$ 52.644.460 en 2007) está representado por 5.073.347.344 acciones ordinarias y

3.700.729.396 acciones preferidas, todas escriturales y sin valor nominal.

Las acciones preferidas tendrán prioridad de haber reembolso del capital y cobro de

dividendos, como mínimo, del 3% (tres por ciento) del importe del patrimonio neto de la

acción, o del 5% (cinco por ciento), calculado sobre la parte del capital que se compone en

esa especie de acción, lo que sea más alto, participando, en igualdad de condiciones, con

las acciones ordinarias en los aumentos de capital social surgidos de la integración de

reservas y ganancias. Las acciones preferidas no garantizan el derecho de voto y no son

convertibles en acciones ordinarias y viceversa.

La Asamblea General Extraordinaria realizada en conjunto con la Asamblea General

Ordinaria el 04 de abril de 2008 aprobó el aumento del capital social de la Compañía de

R$ 52.644.460 para R$ 78.966.691, mediante la capitalización de reserva de capital por un

monto de R$ 1.019.821 y R$ 25.302.410 con parte de reserva de retención de ganancias

de ejercicios anteriores sin la emisión de nuevas acciones de acuerdo con el artículo 169,

párrafo 1º, de la Ley 6.404/76.




24.1.1 dESdOBLAmIENtO dE ACCIONES

El 3 de marzo de 2008, el Consejo de Administración aprobó la propuesta de desdobla-

miento de acciones de Petrobras y, consecuentemente, de la alteración del artículo 4º del

Estatuto Social.

El 24 de marzo de 2008 la Asamblea General Extraordinaria (AGE) de Accionistas, de-

liberó y aprobó el desdoblamiento de acciones de Petrobras. La fecha de entrada en vigor

de la operación fue a partir del 25 de abril de 2008.

Cada acción, tanto ordinaria como preferida, pasará a ser representada por dos accio-

nes post-desdoblamiento. Consecuentemente, el capital social de Petrobras pasó a estar

compuesto por 8.774.076.740 (ocho mil setecientas setenta y cuatro millones, setenta y

seis mil setecientas cuarenta) acciones sin valor nominal, siendo 5.073.347.344 (cinco mil

setenta y tres millones, trescientas cuarenta y siete mil trescientas cuarenta y cuatro) ac-

ciones ordinarias y 3.700.729.396 (tres mil setecientas millones, setecientas veintinueve

mil trescientas noventa y seis) acciones preferidas. Por lo tanto, los accionistas recibirán 1

(una) nueva acción para cada acción que posean de la misma especie.

Para los inversores que posean Certificados Americanos de Depósitos - “American

Depository Receipt” - (ADR) después del desdoblamiento de las acciones se mantendrá la

relación de canje de dos acciones para cada ADR de Petrobras negociado en la “New York

Stock Exchange” (Nyse).

24.2 RESERVAS dE CAPItAL

Subvenciones - AFRMMa.

Constituida por el monto de los recursos provenientes del Adicional al Flete para Re-

novación de la Marina Mercante (AFRMM) que se aplican en la adquisición, amplia-

ción o reparación de la flota de navíos, en conformidad con el Decreto Administrativo

del Ministerio de Hacienda nº 188, del 27 de septiembre de 1984.

Incentivos fiscalesb.

Incluye incentivo para subvención de inversiones en el Nordeste, en el ámbito de la

Superintendencia de Desarrollo de Nordeste (SUDENE), con reducción del 75% del im-

puesto sobre la renta debido, calculado sobre la ganancia de la exploración de activi-

dades incentivadas, por un monto de R$ 514.857 mil hasta el 31 de diciembre de 2008,

y solamente se podrá utilizar para absorción de pérdidas o aumento del capital social,

conforme previsto en el artículo 545 del Reglamento del Impuesto sobre la Renta.

Las donaciones y subvenciones para inversión registradas contablemente hasta el 31

de diciembre de 2007 se mantendrán en reserva de capital hasta su total utilización.




24.3 RESERVA dE REEVALuACIóN

Constituida debido a las reevaluaciones de bienes de uso, registradas contablemente por

controlada en conjunto y por coligadas de subsidiaria, en ejercicios anteriores.

La Compañía optó por mantener el saldo de las respectivas reservas de reevaluación

el 31 de diciembre de 2007, hasta su total realización.

La realización de esta reserva, proporcional a la depreciación de los bienes reevalua-

dos, fue totalmente transferida para ganancias acumuladas por el monto de R$ 51.236

(R$ 4.903 en 2007).

24.4 RESERVAS dE LuCROS

Reserva legala.

Se constituye mediante la apropiación del 5% de la ganancia neta del ejercicio, no

excediendo el 20% del capital social, en conformidad con el artículo 193 de la Ley de

las Sociedades por Acciones.

Reserva estatutariab.

Constituida mediante la apropiación de la ganancia neta de cada ejercicio de un mon-

to equivalente, como mínimo, del 0,5% del capital social integrado al cierre del ejerci-

cio y se detina al costeo de los programas de investigación y desarrollo tecnológico. El

saldo de esta reserva no puede exceder el 5% del capital social integrado, de acuerdo

con el artículo 55 del Estatuto Social de la Compañía.

Reserva de incentivos fiscales c.

Se constituye mediante destino de la porción de incentivos fiscales, originados en do-

naciones o subvenciones gubernamentales, incluida en el resultado del ejercicio en

conformidad con el artículo 195-A de la Ley de las Sociedades por Acciones, incluido

por la Ley 11.638/07, a partir del 1º de enero de 2008.

En el ejercicio de 2008, fueran apropiados al resultado el monto de R$ 557.185 re-

ferentes al incentivo para subvención de inversiones en el Nordeste, en el ámbito de

SUDENE, con reducción del 75% del impuesto sobre la renta debido, calculado sobre la

ganancia de la exploración de actividades incentivadas.

Reserva de retención de ganancias d.

Se destina a la aplicación en inversiones previstas en presupuestos de capital, princi-

palmente en las actividades de exploración y desarrollo de la producción de petróleo y

gas, en conformidad con el artículo 196 de la Ley de las Sociedades por Acciones.




En la propuesta para la distribución de resultados por el ejercicio finalizado el

31 de diciembre de 2008 está prevista una retención de ganancias por un monto de

R$ 25.217.273, siendo la parte de R$ 23.779.347 proveniente de la ganancia neta del

ejercicio y R$ 1.437.926 del saldo remanente de ganancias no asignadas, destinadas a

cubrir parcialmente el programa anual de inversiones establecido en el presupuesto

de capital del año 2009, que será sometido a la aprobación de la Asamblea General

de Accionistas el 08 de abril de 2009.

24.5 dIVIdENdOS

Se garantiza a los accionistas dividendo y/o interés sobre el capital propio de por lo menos

el 25% de la ganancia neta del ejercicio ajustado, calculado de acuerdo con el artículo 202

de la Ley de las Sociedades por Acciones.

La propuesta del dividendo relativo al ejercicio de 2008, presentada por la Administra-

ción de Petrobras para ser aprobada por los accionistas en la Asamblea General Ordinaria

que se celebrará el 08 de abril de 2009, por un monto de R$ 9.914.707, atiende los derechos

garantizados, estatutariamente, a las acciones preferidas (artículo 5º), y distribuye indis-

tintamente entre las acciones ordinarias y preferidas el dividendo calculado sobre la ga-

nancia básica ajustado para dicho propósito, como se detalla a continuación:

2008 2007

Ganancia neta del ejercicio (controlante) 36.469.549 22.028.691

Apropiación:

Reserva legal (1.823.477) (1.101.435)

Reserva de incentivos fiscales (557.185)

34.088.887 20.927.256

Reversiones/adiciones

Reserva de reevaluación 51.236 4.903

Ganancia básica para determinación del dividendo 34.140.123 20.932.159

Dividendos propuestos equivalentes al 29,04 % de la ganancia básica - R$ 1,13 por acción, (el 31,44% en 2007 R$ 0,75 por acción después del desdoblamiento de acciones) compuesto de:

Interés sobre el capital propio 7.019.261 6.361.205

Dividendos 2.895.446 219.352

Total de dividendos propuestos 9.914.707 6.580.557

Los dividendos propuestos al 31 de diciembre de 2008, por un monto de R$ 9.914.707, incluyen

intereses sobre el capital propio, aprobados por el Consejo de Administración el 19 de diciem-

bre de 2008, que estarán disponibles en fecha a ser determinada por la Asamblea General

Ordinaria de accionistas el día 08 de abril de 2009, actualizados monetariamente, a partir de

31 de diciembre de 2008 hasta la fecha de inicio del pago, de acuerdo com la variación de la

tasa SELIC, con base en la posición accionaria de 26 de diciembre de 2008, por un monto de

R$ 7.019.261, correspondiente a R$ 0,80 (ochenta centavos) por acción ordinaria y preferida.




Los interés sobre el capital propio están sujetos a retención de impuesto sobre la renta

en la fuente del 15%, excepto para los accionistas inmunes y exentos, según lo establecido

por la Ley 9.249/95.

Estos interés fueron contabilizados en el resultado operativo, de conformidad con la

legislación fiscal, y fueron revertidos a ganancias acumuladas, según lo determina la Deli-

beración 207/96 de la CVM, resultando en un crédito tributario de impuesto sobre la renta

y contribución social por un monto de R$ 2.386.549 (R$ 2.160.685 en 2007).

25 PROCESOS judICIALES y CONtINGENCIAS

25.1 PROCESOS judICIALES PROVISIONAdOS

Petrobras y sus subsidiarias, en el curso normal de sus operaciones, están involucradas en

procesos legales, de naturaleza civil, tributaria, laboral y ambiental. La Compañía consti-

tuyó provisiones para procesos legales por montos considerados por sus asesores jurídi-

cos y su administración como siendo suficientes para cubrir pérdidas probables. Al 31 de

diciembre de 2008, esas provisiones se presentan de la siguiente forma, de acuerdo con la

naturaleza de las correspondientes causas:


2008 2007 2008 2007

Contingencias de previsión social 54.000 54.000 54.000 54.000

Reclamos laborales 96.640 90.022 13.233 11.905

Procesos fiscales 141.677 205.039 1.592 9.948

Procesos civiles (*) 500.759 248.544 188.460 186.562

Otras contingencias 151.250 70.364

Total del pasivo no corriente 890.326 613.969 203.285 208.415

total de las contingencias 944.326 667.969 257.285 262.415

(*) Neto de Depósito Judicial, cuando sea pertinente.

FEdERACIóN dE LOS PESCAdORES dE RIO dE jANEIRO - FEPERjFEPERJ pleitea, en nombre de sus representados, indemnizaciones diversas en razón del

derramamiento de petróleo en la Baía de Guanabara, ocurrido el 18 de enero de 2000. En

aquella época, Petrobras indemnizó extrajudicialmente a todos los que comprobaron ser

pescadores en el momento del accidente. Según datos del registro nacional de pescadores,

solamente 3.339 podrían pleitear indemnización.

El 02 de febrero de 2007 se publicó una decisión aceptando, parcialmente, el laudo

pericial y que, con el pretexto de cuantificar la decisión condenatoria, determinó los pa-

rámetros para los respectivos cálculos que, de acuerdo con tales criterios, alcanzaría al




monto de R$ 1.102.207. Petrobras apeló de tal decisión ante el Tribunal de Justicia/RJ,

considerando que los parámetros determinados en la decisión son contrarios a los ya de-

finidos por el propio TJ/RJ. El recurso fue aceptado. El 29 de junio de 2007 se publicó la

decisión de la Primera Cámara Civil del Tribunal de Justicia del Estado de Rio de Janeiro

negando aceptación del recurso de Petrobras y aceptando el recurso de la FEPERJ, lo que

representa un significativo aumento en el valor de la condenación, puesto que, además de

haber mantenido el período de indemnización en 10 años, aumentó la cantidad de pesca-

dores beneficiarios. Contra esa decisión se interpusieron Recursos Especiales por parte

de la Compañía que esperan juicio en el STJ. Con base en los cálculos elaborados por los

asistentes periciales de la Compañía, se mantuvo el valor de R$ 36.058, actualizado para el

31 de diciembre de de 2008, por representar el monto que en nuestro entender será fijado,

al final del proceso, por las instancias superiores.

25.2 PROCESOS judICIALES NO PROVISIONAdOS

Presentamos a continuación la situación actual de los principales procesos legales con

probabilidad de pérdida posible:

dESCRIPCIóN SItuACIóN ACtuAL

Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda.

Naturaleza: Civil

Porto Seguro, accionista minoritaria de Petroquisa, abrió proceso contra Petrobras, relativo a las pérdidas alegadas causadas por la venta de la participación accionaria de Petroquisa en diversas empresas petroquímicas incluidas en el Programa Nacional de Desestatización. En el referido proceso, pretende la autora que Petrobras, en su calidad de accionista mayoritaria de Petroquisa, sea obligada a compensar la “pérdida” causada al patrimonio de la propia Petroquisa, debido a los actos que aprobaron el precio mínimo de venta de su participación accionaria en el capital de las empresas privatizadas.

El 30 de marzo de 2004, el Tribunal de Justicia de Rio de Janeiro, por unanimidad, aceptó el nuevo recurso interpuesto por Porto Seguro, para condenar a Petrobras a indemnizar a Petroquisa por un monto equivalente a US$ 2.370 millones más el 5% a título de prima y el 20% de honorarios de abogados.

Petrobras presentó recurso especial y extraordinario al Superior Tribunal de Justicia (STJ) y al Supremo Tribunal Federal (STF) que fueron rechazados. Contra esta decisión presentó Apelación Interlocuroria al STJ y al STF.

Se aguarda, ahora, en cumplimiento a la decisión publicada el día 5 de junio de 2006, la designación de pauta para el nuevo juicio de la cuestión relativa al bloqueo del Recurso Especial de Petrobras ante el STJ y el STF.

Con base en la opinión de los abogados, la Compañía no espera obtener decisión final desfavorable en este proceso. Caso no se revierta la situación, la indemnización estimada para Petroquisa, incluyendo actualización monetaria e interés, sería de R$ 13.679.734 al 31 de diciembre de 2008. Como Petrobras posee el 100% del capital social de Petroquisa, parte de la indemnización a Petroquisa, calculada en R$ 9.028.625, no representará un desembolso efectivo del Sistema Petrobras. Adicionalmente, Petrobras tendría que indemnizar a Porto Seguro, autora del proceso, R$ 683.987 a título de prima y a Lobo & Ibeas Advogados R$ 2.735.947 a título de honorarios de abogados.





Autor: Comisaría de hacienda Federal en Rio de janeiro

Naturaleza: Tributaria

Auto de infracción referente al Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente sobre remesas de pagos de fletes de embarcaciones referente al período de 1999 a 2002.

Petrobras presentó nuevos Recursos administrativos a la Cámara Superior de Recursos Fiscales, última instancia administrativa, que se encuentran pendientes de juicio.

Exposición máxima actualizada: R$ 4.247.144.

Autor: Inspectoría de hacienda Federal en macaé


Intereses y multa sobre II e IPI - Naufragio de la Plataforma P-36

Decisión de la primera instancia desfavorable a Petrobras.

Interpuesto Recurso Voluntario que se encuentra pendiente de juicio. Petrobras impetró el Recurso de Amparo obteniendo sentencia favorable en el sentido de revocar, hasta la conclusión de las verificaciones de las causas del hundimiento de la plataforma todos los cobros de tributos. Hay recurso de la Unión Federal/Hacienda Nacional, pendiente de juicio.

Con la decisión del Tribunal Marítimo, la Compañía propuso Acción Anulatoria de Débito Fiscal y obtuvo liminar suspendiendo el cobro del tributo.

Exposición máxima actualizada: R$ 352.287.

Autor: SRP - Secretaría de hacienda de Seguridad Social


Notificaciones fiscales relativas a los cargos de seguridad social debido a procesos administrativos abiertos por el INSS que atribuyen responsabilidad solidaria a la Compañía en la contratación de servicios de construcción civil y otros.

De los valores desembolsados por la Compañía, para asegurar la interposición de recursos y/o la obtención de Certificado Negativo de Débito ante el INSS, R$ 115.465 se han registrado en depósitos judiciales y se podrán recuperar en el ámbito de las propias acciones en curso, relativos a 331 notificaciones, por un monto de R$ 363.293 al 31 de diciembre de 2008. La posición del área jurídica de Petrobras para esas notificaciones es de expectativa de pérdida posible, por considerar mínimo el riesgo de desembolso futuro.

Autor: Comisaría de hacienda Federal en Rio de janeiro


Auto de Infracción referente al Impuesto de Importación y sobre Productos Industrializados (II e IPI) cuestionando la clasificación fiscal como Otros Grupos Electrógenos, en la importación de conjunto de equipos pertenecientes a la usina termoeléctrica Termorio S.A.

El 15 de agosto de 2006, la sociedad registró, en la Inspección de Hacienda Federal de Río de Janeiro, impugnación a este Auto de Infracción al considerar que las clasificaciones fiscales efectuadas estaban amparadas por laudo técnico de instituto de conocimiento notorio. En su sesión del 11 de octubre de 2007, la 1ª Primera Instancia de Juicio consideró improcedente el lanzamiento del Auto de Infracción, vencido un juzgador que votó por la procedencia parcial. La Inspección de Hacienda Federal interpuso recurso de oficio al Consejo de contribuyentes, pero tal solicitud aún no ha sido juzgada.






Autor: Secretaría de hacienda Federal


CIDE - Combustibles. Falta de recaudación en el período de marzo de 2002 a octubre de 2003, en obediencia a las órdenes judiciales obtenidas por Distribuidoras y Estaciones de Servicios inmunizándolas de la respectiva incidencia.

En primera instancia, juzgado procedente el lanzamiento. La Compañía interpuso Recurso Voluntario.

Exposición máxima atualizada: R$ 1.107.243.



IRRF - Remesas para pago de importación de petróleo

En primera instancia, juzgado procedente el lanzamiento. Hubo recurso de Oficio (de la Hacienda Federal) al Consejo de Contribuyentes que fue aceptado. Petrobras aguarda intimación para interposición de recurso voluntario.


Autor: Comisaría de hacienda Federal/ Rio de janeiro


IRPJ/2003 y CSLL/2003 - Cobro de multa de mora en el pago por denuncia espontánea.

En primera instancia, juzgado procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso Recurso Voluntario.


Autor: IBAmANaturaleza: CivilIncumplimiento de la Cláusula Término de Acuerdo y Compromiso - TAC de la Cuenca de Campos del 11 de agosto de 2004, por continuidad de perforación sin aprobación previa.

Decisión en primera instancia administrativa, condenando a Petrobras al pago por el incumplimiento del TAC. La Compañía interpuso recurso jerárquico al Ministro de Medio Ambiente que aguarda juicio.




Cobro de CIDE sobre Importación de Propano y Butano

En primera instancia juzgado procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso recurso voluntario que aguarda juicio.




Falta de recaudación del CIDE por parte de Petrobras en operaciones de importación de Nafta revendida a Braskem.

En primera instancia, juzgado procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso recurso voluntario que aguarda juicio.

Exposición máxima actualizada: R$ 1.421.364.

Autor: Estado de Rio de janeiro


ICMS - Naufragio de la Plataforma P-36

Decisión de la primera instancia favorable a Petrobras. Interpuesto recurso de apelación por el Estado de Rio de Janeiro y por la propia Petrobras en relación al valor de los honorarios. Por mayoría, se aceptó el Recurso del Estado de Rio de Janeiro y se juzgó perjudicado el recurso por la Compañía. Se aguarda la publicación de Sentencia del Tribunal Supremo.

Exposición máxima actualizada: R$ 773.283





Autor: Agencia Nacional del Petróleo- ANP


Participación especial del campo de Marlim - Cuenca de Campos.

La participación especial fue establecida por la Ley de Petróleo nº 9.478/97 y se recauda como forma de compensación por las actividades de producción de petróleo, incidiendo sobre los campos productores de grandes volúmenes.

La metodología de cálculo empleada por Petrobras en la verificación de la participación especial debida para el Campo de Marlim se basa en interpretación juridicamente legítima del Decreto Administrativo 10 del 14 de enero de 1999, refrendada por la Agencia Nacional del Petróleo - ANP.

El 16 de agosto de 2006, el Directorio Colegiado de ANP aprobó el Informe de Certificación del pago de la Participación Especial del Campo de Marlim que estableció la metodología que se debería adoptar en el cálculo de la Participación Especial de Marlim, así como determinó que Petrobras efectuara el pago adicional por el valor de R$ 400 millones referentes a valores que se habrían recaudado a menos, debido a la utilización de la metodología de cálculo inicialmente definida por la ANP.

Petrobras acató la determinación de ANP por el hecho de que la nueva metodología no se aplicaría de forma retroactiva, asegurando así el cumplimiento de principios constitucionales como el de la seguridad jurídica y del acto jurídico perfecto y recaudó el valor adicional determinado por medio de decisión final de la más alta esfera de ANP - es decir, su Directorio Colegiado.

El 18 de julio de 2007, Petrobras fue notificada de la nueva Resolución del Directorio de la ANP, estableciendo el pago de nuevos valores considerados debidos, retroactivamente a 1998, anulando la Resolución del Directorio Anterior.

Petrobras interpuso un mandato judicial y obtuvo un recurso de amparo para suspender el cobro de las diferencias de la Participación Especial mencionadas en la Resolución del Directorio ANP nº400/2007 hasta que se concluya el proceso judicial, lo que está en trámite en la Justicia Federal/RJ.

El cobro administrativo que se había suspendido debido al recurso de amparo concedido en Mandato Judicial se reanudó debido a la no aceptación del pleito de Petrobras. La Compañía interpuso recurso de Apelación Civil, además de pedido cautelar de concesión de efecto suspensivo, que aguardan examen por parte del tribunal.

Cuestión enjuiciada. El valor reclamado asciende al monto de R$ 3.191.908.




Cuestiones ambientalesa.

La Compañía está sujeta a diversas leyes y normas ambientales, que disciplinan ac-

tividades asociadas a la descarga de petróleo, gas y otros materiales y establecen que

los efectos sobre el medio ambiente de las operaciones de la Compañía deben ser co-

rregidos o mitigados por ella. A continuación, la situación de los principales procesos

ambientales con probabilidad de posible pérdida.

En 2000, un derrame de petróleo en el Terminal São Francisco do Sul, de la Re-

finería Presidente Getúlio Vargas - Repar, derramó aproximadamente 1,06 millo-

nes de galones de petróleo crudo a sus alrededores. Se gastaron aproximadamente

R$ 74.000 con el objetivo de limpiar el área dañada y cubrir las multas impuestas por

las autoridades ambientales. Existe el siguiente proceso con relación a ese derrame:


Autor: AmAR - Asociación de defensa del medio Ambiente de Araucária

Naturaleza: Ambiental

Indemnización por daños morales y patrimoniales ambientales.

Sin decisión en primera instancia. Se espera el comienzo de pericia para calificación del valor.

La exposición máxima actualizada R$ 109.259

El juicio determina conexión con la acción del Instituto Ambiental de Paraná - IAP para juicio conjunto.

En 2001, el oleoducto de Araucária – Paranaguá se rompió con un movimiento sís-

mico y derramó aproximadamente 15.059 galones de petróleo combustible en diversos

ríos en el Estado de Paraná. En aquella época, se terminaron los servicios de limpieza

de las superficies de los ríos, recuperando aproximadamente 13.738 galones de petró-

leo. Como resultado del accidente se presentó el siguiente acto contra la Compañía:


Autor: Instituto Ambiental do Paraná - IAP

Naturaleza: Ambiental

Multa aplicada por supuestos daños causados al medio ambiente.

Defensa procedente en parte, en primera instancia, reduciendo la multa. Recurso de Petrobras pendiente de juicio en segunda instancia.


El juicio determinó conexión con la acción de AMAR para enjuiciamiento conjunto.




Recuperación PIS y COFINSb.

Petrobras y su controlada Gaspetro interpusieron acción ordinaria de la Unión ante la

Justicia Federal de la Sección Judicial de Rio de Janeiro, referente a la recuperación, a tra-

vés de compensación, de los valores recaudados a título de PIS incidentes sobre ingresos

financieros y variaciones cambiarias activas, en el período comprendido entre febrero de

1999 y noviembre de 2002 y COFINS comprendido entre febrero de 1999 a enero de 2004,

considerando la inconstitucionalidad del § 1º del art. 3º de la Ley nº 9.718/98.

El 09 de noviembre de 2005 el Supremo Tribunal Federal - STF consideró inconstitu-

cional el mencionado § 1º del art. 3º de la Ley nº 9.718/98.

El 09 de enero de 2006, debido a la decisión definitiva del STF, Petrobras interpuso

nueva acción con el objetivo de recuperar los valores de COFINS referentes al período de

enero de 2003 a enero de 2004.

Al 31 de diciembre de 2008, el valor de R$ 2. 110.313 de Petrobras y de R$ 68.746 de

Gaspetro relativo a las citadas acciones, no se refleja en los estados contables.

El 20 de marzo de 2001, la plataforma P-36 se hundió en la Cuenca de Campos. Como con-

secuencia del accidente, se presentó el siguiente acto contra la Compañía:


Autor: Fiscalía Pública Federal/Rj

Naturaleza: Civil

Indemnización de daño patrimonial ambiental - P-36.

En publicación del día 23 de mayo de 2007, se juzgó procedente, en parte, el pedido, apenas para condenar a Petrobras al pago del monto de R$ 100.000, a título de indemnización por los daños causados al medio ambiente, a ser corregido monetariamente y con intereses de mora del 1% al mes desde el evento perjudicial. Contra esa decisión, Petrobras interpuso recurso de Apelación Civil que se encuentra pendiente de juicio.





26 COmPROmISOS ASumIdOS POR EL SEGmENtO dE ENERGíA

26.1 COmPROmISOS dE COmPRA dE GAS NAtuRAL

Petrobras firmó contrato con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB, tenien-

do como objeto la compra de un total de 201,9 mil millones de m3 de gas natural durante

el período en que esté en vigor, comprometiéndose a comprar volúmenes mínimos anuales

a un precio calculado según fórmula vinculada al precio del petróleo combustible. El con-

trato tiene una vigencia inicial hasta 2019, que se prorrogará hasta que se consuma todo

el volumen contratado.

Se están negociando valores adicionales con YPFB, referente a la cantidad de líquidos

(hidrocarburos pesados) presentes en el gas natural adquirido por medio del GSA. La alte-

ración del GSA considerará valores adicionales entre US$100 millones y US$180 millones

al año, aplicados a volúmenes de gas entregados a partir de 2007.

En el período entre 2002 y 2005, Petrobras compró un volumen menor que el mínimo

establecido en el contrato con YPFB y pagó US$ 81.409 (equivalentes a R$ 190.189 al 31 de

diciembre de 2008) referentes a los volúmenes no transportados, cuyos créditos se deven-

garán por retiradas de volúmenes futuros.

Los compromisos de compra de gas, hasta el final del contrato, representan volúmenes

de 24 millones de metros cúbicos al día.

27 GARANtíAS SOBRE LOS CONtRAtOS dE CONCESIóN PARA LA EXPLOtACIóN dE PEtRóLEO

Petrobras otorgó garantías a la Agencia Nacional del Petróleo - ANP por un total de

R$ 5.873.564 para los Programas de Exploraciones Mínimas previstos en los contratos

de concesión de las áreas de exploración, permaneciendo en vigor R$ 3.915.792, netos de

los compromisos anteriormente cumplidos. De dicho monto, R$ 2.696.481 corresponden

a la pignoración del petróleo de yacimientos previamente identificados y ya en fase de

producción y R$ 1.219.311 se refieren a garantías bancarias.




28 INFORmACIONES SOBRE SEGmENtOS dE NEGOCIOS

Petrobras es una Compañía que opera en forma integrada, siendo que la mayor parte de

la producción de petróleo y gas, del área de Explotación y Producción, es transferida para

otras áreas de Petrobras.

En los estados contables por área de negocio, las operaciones de la Compañía se pre-

sentan de acuerdo con la estructura de organización y gestión aprobada el 23 de octubre de

2000, por el Consejo de Administración de Petrobras, y que comprende las siguientes áreas:

Exploración y producción:a. abarca, a través de Petrobras, Brasoil, PNBV, PifCo, PIB

B.V., BOC, Fondo de Inversión Inmobiliaria y Sociedades de Propósito Específico, las

actividades de exploración, desarrollo de la producción y producción de petróleo, LGN

(neto de gas natural) y gas natural en Brasil, con el objetivo de atender, prioritariamen-

te, las refinerías del país y, también, comercializar en los mercados interno y externo el

excedente de petróleo, así como, derivados producidos en las plantas de procesamien-

to de gas natural.

Abastecimiento:b. contempla, a través de Petrobras, Downstream (Refap), Transpetro,

Petroquisa, PifCo, PIB B.V., Refinaria Ipiranga, Quattor Participações, PNBV, Refinaria

Abreu Lima y Sociedad de Propósito Específico, las actividades de refinación, logística,

transporte y comercialización de derivados, petróleo y alcoholes, además de las parti-

cipaciones en empresas petroquímicas en Brasil y dos plantas de fertilizantes.

Gas y Energía:c. engloba, a través de Petrobras, Gaspetro, Petrobras Comercializadora

de Energia, Petrobras Distribuidora, PifCo, Sociedades de Propósito Específico y Termo-

eléctricas, las actividades de transporte y comercialización del gas natural producido en

el país o importado, así como las actividades de transporte y comercialización de GNL

importado, la producción y comercialización de energía eléctrica y las participaciones

societarias en transportadoras y distribuidoras de gas natural y en termoeléctricas.

Distribución:d. responsable por la distribución de derivados, alcoholes y gas natural

vehicular en Brasil, representada por las operaciones de Petrobras Distribuidora y

Alvo Distribuidora.

Internacional:e. abarca, a través de PIB B.V., PifCo, 5283 Participações, BOC y Petro-

bras, las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, suministro, gas y

energía y distribución, realizadas en el exterior, en diversos países de las Américas,

África, Europa y Asia.

En el grupo de órganos corporativos se asignan los ítems que no pueden atribuirse a las de-

más áreas, especialmente los vinculados a la gestión financiera corporativa, el “overhead”




relativo a la Administración Central y otros gastos, incluso los actuariales referentes a los

planes de pensión y de salud destinados a los jubilados y beneficiarios.

Las informaciones contables por área de negocio se elaboraron con base en la premisa

de capacidad de control, con el objetivo de atribuir a las áreas de negocio solamente los

ítems sobre los que ellas tengan un control efectivo.

29 INStRumENtOS FINANCIEROS dERIVAtIVOS, PROtECCIóN PAtRImONIAL (Hedge) y ACtIVIdAdES dE GEStIóN dE RIESGOS

La Compañía está expuesta a una serie de riesgos de mercado en consecuencia de sus operacio-

nes. Tales riesgos se refieren principalmente al hecho de que eventuales variaciones en los pre-

cios del petróleo y derivados, en las tasas cambiarias y de interés, puedan afectar negativamen-

te los activos y pasivos financieros o flujos de efectivo futuros y ganancias de la Compañía.

29.1 OBjEtIVOS y EStRAtEGIAS dE GEStIóN dE RIESGOS

Petrobras mantiene una política global de gestión de riesgos que se ha desarrollado bajo el co-

mando de los directores de la Compañía. En 2004, el Directorio Ejecutivo de Petrobras institu-

yó el Comité de Gestión de Riesgos formado por gerentes ejecutivos de todas sus áreas de ne-

gocio y de diversas áreas corporativas. Ese comité, además de tener como objetivo el asegurar

la gestión integrada de las exposiciones al riesgo y de formalizar las principales directrices de

actuación de la Compañía, tiene el objetivo de concentrar las informaciones y discutir sobre

las acciones de gestión del riesgo, facilitando la comunicación con el Directorio y el Consejo de

Administración en aspectos relacionados con las mejores prácticas de gobierno corporativo.

La política de gestión de riesgos del Sistema Petrobras busca contribuir para un equilibrio

adecuado entre sus objetivos de crecimiento y retorno y su nivel de exposición al riesgo, sea

inherente al propio ejercicio de sus actividades o consecuencia del contexto en el que opera, de

modo que, por medio de la asignación efectiva de sus recursos - físicos, financieros y humanos

la Compañía pueda cumplir sus metas estratégicas.

Además de asegurar protección adecuada a sus activos fijos, instalaciones, operaciones y

administradores y orientar las evaluaciones de exposición al riesgo financiero, tributario, re-

gulatorio, de mercado, de las operaciones de crédito, entre otros, la Política de Gestión de Ries-

go de Petrobras busca dejar claro su carácter complementario a las acciones estructurales que

crearán fundamentos económico-financieros sólidos, capaces de asegurar que las oportuni-

dades de crecimiento se aprovecharán aunque sea en condiciones externas adversas.




29.2 GEStIóN dE RIESGO dE mERCAdO dE PEtRóLEO y dERIVAdOS

Política de protección patrimonial (a. hedge)

Considerando que el plan de negocios de la Compañía utiliza premisas de precio con-

servadoras y que, en condiciones normales, las fluctuaciones de precios de “Commo-

dities” no representan un riesgo significativo para conseguir alcanzar los objetivos

estratégicos, Petrobras, mantiene la exposición al ciclo de precios, no utilizando deri-

vativos para la protección de operaciones sistémicas, o sea, la compra o venta de mer-

cancías con el objetivo de atender las necesidades operativas del Sistema Petrobras.

No obstante, las deliberaciones referentes a esta cuestión son periódicamente revi-

sadas y recomendadas al Comité de Gestión de Riesgos. Caso se indique la protección,

en escenarios con probabilidad significativa de eventos adversos, la estrategia de pro-

tección patrimonial (hedge) se debe realizar con el objetivo de proteger la solvencia y la

liquidez de la Compañía, considerando un análisis integrado de todas las exposiciones al

riesgo de la Compañía y asegurar la realización del plan corporativo de inversiones.

Siguiendo la premisa de considerar solamente la exposición neta consolidada del

riesgo del precio del petróleo y derivados, las operaciones con derivativos en general

se limitan a proteger el resultado de transacciones realizadas en el mercado interna-

cional de cargas físicas, es decir: son operaciones de protección patrimonial (hedge) en

las cuales las variaciones positivas o negativas se compensan total o parcialmente por

resultado opuesto en la posición física.

Principales transacciones y compromisos futuros objeto de protección b.

patrimonial (hedge)

La principales operaciones objeto de protección patrimonial (hedge), realizadas por

las empresas del Sistema Petrobras se destinan a la protección de los resultados espe-

rados de las transacciones realizadas en el exterior.

Con ese objetivo, las operaciones de protección patrimonial (hedge) son por lo

general de corto plazo, acompañando los plazos de las operaciones comerciales. Los

instrumentos utilizados son contratos futuros, a término, swaps y opciones. Las ope-

raciones se realizan en las Bolsas NYMEX – “New York Mercantile Exchange” y ICE

- Intercontinental Exchange, así como en el mercado extra-bursátil internacional.

Parámetros utilizados para la gestión de riesgos y resultados obtenidos c.

en relación a los objetivos propuestos

Los principales parámetros utilizados en la gestión de riesgo para variaciones de pre-

cios de petróleo y derivados de Petrobras son, para las evaluaciones de mediano plazo,

el flujo de efectivo operativo en riesgo (CFAR) y para las evaluaciones de corto plazo,

el Valor en Riesgo (Value at Risk-VAR) y Stop Loss. Se definen límites corporativos para

los parámetros VAR y Stop Loss.




Las operaciones protección patrimonial (hedge) liquidadas, durante el período de

enero a diciembre de 2008, correspondían a aproximadamente el (40%) del volumen

comercializado de importación y exportación a partir de Brasil más el volumen total

de las cargas comercializadas en el exterior.

Criterios de determinación del valor justod.

El valor justo de los derivativos de petróleo y productos derivados se define por medio

de los precios cotizados (sin ajustes) en el mercado, para activos o pasivos idénticos.

Valores de referencia (nocional), justo y en riesgo de la carterae.

Las principales contrapartes de operaciones de derivativos de petróleo y productos

derivados son la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX), IntercontinentalExhange

y JP Morgan.

La cartera de operaciones comerciales realizadas en el exterior, así como las ope-

raciones de protección patrimonial (hedge) asociadas a su protección por medio de

derivativos de petróleo y productos derivados, presentaba al 31 de diciembre de 2008,

una pérdida máxima estimada para un día (VAR – Value at Risk), calculada a un nivel

de confianza del 95%, de aproximadamente US$ 12 millones.




CONSOLIdAdO

VALOR dE REFERENCIA (NOCIONAL) EN mIL BBL*

VALOR juStO CONtABILIzAdO R$ mIL** VENCImIENtO

31.12.2008 31.12.2007 31.12.2008 31.12.2007

Contratos Futuros (5.205) (5.721) 81.590 17.837 2009

Compromisos de compra 4.218 29.212

Compromisos de venta (9.423) (34.933)

Contratos de Opciones (8.090) (2.256) 2009

Compra (2.790) (1.711)

Posición Titular 220 1.110

Posición Lanzadora (220) (3.900)

Venta (5.300) (546)

Posición Titular 320


Contratos a término (442) (1.608) 1.348 (31.809) 2009

Posición Comprada 2.530 7.253

Posición Vendida (2.972) (8.861)

total registrado en otros activos corrientes 82.938

CONtROLANtE

VALOR dE REFERENCIA (NOCIONAL) EN mIL BBL*

VALOR juStO CONtABILIzAdO R$ mIL** VENCImIENtO

31.12.2008 31.12.2007 31.12.2008 31.12.2007

Contratos Futuros (661) (5.180) 26.606 36.450 2009

Compromisos de compra 158 7.908

Compromisos de venta (819) (2.728)

Contratos de Opciones (8.090) (2.256) 2009

Compra (2.790) (1.711)

Posición Titular 220 1.110


Venta (5.300) (546)

Posición Titular 320


Contratos a término (600) (1.534) 9.921 (22.000) 2009

Posición Comprada 978 2.372

Posición Vendida (1.578) (3.906)

total registrado en otros activos corrientes 36.527

* Valor de Referencia (Nocional) negativo representa posición vendida

** Los valores justos negativos se contabilizaron en el pasivo y los positivos en el activo. Los valores de 2007 se presentan solamente para fines comparativos.

dERIVAtIVOS dE PEtRóLEO y dERIVAdOS

La tabla a continuación resume las informaciones sobre los contratos de derivativos de

petróleo y productos derivados vigentes.




Ganancias y pérdidas en el períodof.

dERIVAtIVOS dE PEtRóLEO y PROduCtOS dERIVAdOS


2008 2007 2008 2007

Ganancia (pérdida) registrada en el resultado

729.458 (396.755) 30.384 (113.159)

Ganancia (pérdida) registrada en el patrimonio neto

Valor y tipo de márgenes dados en garantíag.

Las garantías dadas como colaterales se constituyen, por lo general, en depósitos. El saldo

de los márgenes dados para la cobertura de las operaciones de derivativos de commodities

negociadas en las bolsas de valores y en el mercado extra-bursátil de la Controlante y del

Consolidado, al 31 de diciembre de 2008, era respectivamente de R$ 30.050 y de R$ 318.700.

Análisis de sensibilidadh.

El siguiente análisis de sensibilidad se realizó para el valor justo de los derivativos de

petróleo y productos derivados. El escenario probable es el valor justo al 31 de diciem-

bre de 2008, los escenarios posible y remoto consideran el deterioro en la variable de

riesgo del 25% y el 50% respectivamente, en relación a esta misma fecha.

dERIVAtIVOS dE PEtRóLEO y dERIVAdOS RIESGOCONSOLIdAdO

ESCENARIO PROBA-BLE AL 31.12.2008

ESCENARIO POSIBLE (∆ dEL 25%)

ESCENARIO REmOtO (∆ dEL 50%)

Petróleo BrentDesplome del Petróleo Brent

(2.481) (6.318) (10.156)

Butano Alza del Butano (602) (2.099) (3.594)

Petróleo combustibleAlza del Petróleo combustible

16.258 10.761 5.263

Diesel Alza del Diesel 55.445 11.977 (29.450)

Propano Alza del Propano (12) (3.177) (6.343)

Gasolina Alza de la Gasolina 2.161 (33.500) (66.362)

Petróleo WTI Alza del Petróleo WTI 12.169 (29.776) (53.965)

82.938 (52.132) (164.607)




29.3 GEStIóN dE RIESGOS CAmBIARIOS

Política protección patrimonial (a. hedge)

El riesgo cambiario es uno de los riesgos financieros a que está expuesta la empresa, sien-

do originado en movimientos en los niveles o en la volatilidad de la tasa de cambio. En

lo que se refiere a la gestión de estos riesgos, Petrobras busca identificarlos y tratarlos de

forma integrada, buscando asegurar la asignación eficiente de los recursos destinados al

protección patrimonial (hedge).

Aprovechando su actuación integrada en el segmento de energía, la empresa bus-

ca en primer lugar identificar o crear protecciones naturales (hedge naturales), es decir,

beneficiarse de las correlaciones entre sus ingresos y gastos. En el caso específico de la

variación cambiaria inherente a los contratos en donde el costo y la remuneración en-

vuelven monedas distintas, esta protección se realiza por medio de la asignación de las

inversiones de efectivo entre real, dólar u otra moneda.

La gestión de riesgos se realiza para la exposición neta. Se elaboran análisis perió-

dicos del riesgo cambiario subsidiando las decisiones del Directorio Ejecutivo. La estra-

tegia de gestión de riesgos cambiarios envuelve el uso de instrumentos derivativos para

minimizar la exposición cambiaria de ciertas obligaciones de la Compañía.

La subsidiaria Petrobras Distribuidora realiza operaciones de protección patrimo-

nial (hedge). cambiario para cobertura de los márgenes comerciales inherentes a las ex-

portaciones (segmento aviación) para clientes extranjeros. El objetivo de la operación,

contratada concomitantemente con la definición del costo de los productos exportados,

es asegurar que los márgenes comerciales acordados con los clientes extranjeros se man-

tengan durante el plazo en que permanezcan en vigor los precios negociados, así como

durante el plazo comercial de pago. La política interna limita el volumen de operaciones

de protección patrimonial (hedge). cambiario al volumen de los productos exportados.

Principales transacciones y compromisos futuros objeto de protección b.

patrimonial (hedge)

En septiembre de 2006, contratamos una operación de hedge denominada cross

currency swap para cobertura de los Bonds emitidos en yenes de manera de fijar en dó-

lares los costos de la Compañía en esta operación. En el cross currency swap se realiza

un cambio de tasas de interés en diferentes monedas. La tasa de cambio del yen para el

dólar estadounidense se fija en el comienzo de la transacción y permanece fija durante

su existencia. La Compañía no tiene intención de liquidar tales contratos antes del

plazo de vencimiento.

En 2008, la subsidiaria Petrobras Distribuidora contrató operaciones que consisten en

la venta de contratos a término de dólar PTAX sin entrega física (NDFs) en el mercado

extra-bursátil brasileño, lo que permite la fijación del cambio y la protección contra un po-

sible desplome de la tasa en el período. En promedio, el plazo de exposición es de 3 meses.




Parámetros utilizados para la gestión de riesgo y resultados obtenidos en c.

relación a los objetivos propuestos

La operación de protección patrimonial hedge denominada cross currency swap sigue

la Deliberación CVM 566/08 refrendada por el CPC 14 Instrumentos Financieros: Re-

conocimento, Medición y Puesta en Evidencia.

Se realizan trimestralmente tests de efectividad que permiten medir hasta qué

punto las alteraciones de valor justo o del flujo de efectivo del ítem protegido son ab-

sorbidas por los mecanismos de protección patrimonial (hedge). El cálculo de efectivi-

dad indicó que el cross currency swap es altamente efectivo en relación a la variación

del flujo de efectivo de los Bonds emitidos en yenes.

La Compañía se posiciona vendida en tasas futuras de cambio por medio de NDFs

(Contrato a término de moneda sin entrega física) en el mercado extrabursátil brasi-

leño. Para el segmento de aviación, que representó el 98,3% de las operaciones con-

tratadas del período, el plazo de exposición es de 3 meses en promedio y la protección

patrimonial (hedge) es contratada concomitantemente a la definición del costo del

queroseno de aviación exportado, fijando y garantizando de esta manera el margen de

comercialización. En el período en cuestión se contrataron operaciones por un valor

de US$ 584.85 millones.

El valor de protección patrimonial (hedge) contratado para las vigencias del año

2008 del segmento de aviación representó el 74,3% del volumen de exportación efecti-

vamente realizado.

Criterios de determinación del valor justod.

El valor justo de los derivativos se calcula con base en prácticas usuales de mercado,

usando los valores de cierre de las tasas de interés en yen, dólar y real para todo el

período de los contratos.

Valores de referencia (nocional), justo y en riesgo de la carterae.

La tabla a continuación resume las informaciones sobre los contratos de derivativos

en vigor. Las transacciones de derivativos consideraron los límites aprobados y el

saldo de crédito de cada institución de acuerdo con las orientaciones normativas y

procedimientos establecidos por la Compañía. Las principales contrapartes de esas

operaciones son: Citibank, HSBC y Bradesco.




CONSOLIdAdO

VENCImIENtOVALOR EN

RIESGO R$ mIL*

VALOR dE REFERêNCIA (NOCIONAL) Em $ mIL

VALOR juStO CONtABILIzAdO R$ mIL **

31.12.2008 31.12.2007 31.12.2008 31.12.2007

Contratos a término de dólar

Posición vendida (uSd) 67.506 117.313 (3.823) 2.782 2009 4.422

Contratos de swaps

Cross Currency Swap 110.489 5.656 2016 59.655

Posición activaTasa Promedio de Recibo (JPY) = 2,15%

35.000.000 35.000.000 978.268 584.451

Posición pasivaTasa Promedio de Pago (USD) = 5,69%

297.619 297.619 (867.779) (578.795)

* Valor en riesgo = pérdida máxima esperada en 1 día con el 95% de confianza en condiciones normales de mercado.

** Los valores justos negativos se contabilizaron en el pasivo circulante y los positivos en el activo no circulante.

Los valores de 2007 son apresentados solamente para fines comparativos.

Ganancias y pérdidas en el períodof.

dERIVAtIVOS dE mONEdA EStRANjERA

CONSOLIdAdO

R$ mIL

RIESGOESCENARIO PROBABLE

AL 31.12.2008ESCENARIO POSIBLE

(∆ dE 25%) ESCENARIO REmOtO

(∆ dE 50%)

Contratos a término de Dólar Valorización del Dólar frente al Real (3.823) (43.284) (82.746)

Cross Currency Swap Devaluación del Yen frente al Dólar 110.489 (85.165) (215.600)

Valor y tipo de márgenes dados en garantíag.

Las operaciones existentes de derivativos de moneda extranjera no exigen depósito de

margen de garantía.

Análisis de sensibilidadh.

El siguiente análisis de sensibilidad se realizó para el valor justo de los derivativos de

moneda extranjera. El escenario probable es el valor justo al 31 de diciembre de 2008,

los escenarios posible y remoto consideran el deterioro en la variable de riesgo del 25%

y el 50%, respectivamente, en relación a esta misma fecha.

dERIVAtIVOS dE mONEdA EXtRANjERA


2008 2007 2008 2007

Ganancia (pérdida) registrada en el resultado

(58.368) 5.694

Ganancia (pérdida) registrada en el patrimonio neto

(69.683)




29.4 GEStIóN dE RIESGO dE LAS tASAS dE INtERéS

El riesgo de tasa de interés a que la Compañía está expuesta surge de su deuda de largo

plazo y, en menor medida, de corto plazo. La deuda a tasas de interés fluctuante de mone-

da extranjera está sujeta principalmente a la fluctuación de la tasa libor, y la deuda a tasas

de interés fluctuantes denominada en reales está sujeta principalmente a la fluctuación

de la tasa de interés de largo plazo (TJLP) divulgada por el Banco Central do Brasil. La

Compañía actualmente no utiliza instrumentos financieros derivados para monitorear su

exposición a las fluctuaciones de las tasas de interés.

29.5 INStRumENtOS FINANCIEROS

En el curso normal de sus negocios, la Compañía utiliza diversos tipos de instrumen-

tos financieros.

Riesgo de concentración de créditoa.

Una parte significativa de los activos de la Compañía, incluyendo instrumentos finan-

cieros, se localiza en Brasil. Los instrumentos financieros de la Compañía que están

expuestos al riesgo de concentración de crédito son, principalmente, efectivo y equiva-

lentes al efectivo, títulos gubernamentales, cuentas a cobrar y contratos futuros.

La Compañía adopta diversas medidas para reducir su exposición a riesgos de cré-

dito a niveles aceptables.

Valor justo de mercadob.

El valor justo de mercado de los instrumentos financieros se determina en base a pre-

cios de mercado publicados o, a falta de ellos, al valor presente de los flujos de efectivo

en caja esperados. El valor justo de mercado de los efectivos y equivalentes al efectivo

de cuentas por cobrar de clientes, de la deuda de corto plazo y de cuentas a pagar a

proveedores es equivalente a su valor contable. El valor justo mercado de los activos y

pasivos de largo plazo, no difieren significativamente de su valor contable.

29.6 INStRumENtOS FINANCIEROS NO dERIVAtIVOS

Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía posee instrumentos financieros no deriva-

tivos, debidamente reconocidos en los estados contables, tales como, Efectivo y Equivalen-

tes de Efectivo (Nota 5), Títulos y valores mobiliarios (Nota 10) y Financiaciones (Nota 15).




30 SEGuROSPara proteger su patrimonio, la filosofía básica de Petrobras es transferir, a través de la

contratación de seguros, los riesgos que, de suceder, pueden generar pérdidas que tengan

impacto significativo sobre el patrimonio de la Compañía, así como también los riesgos su-

jetos a seguro obligatorio, ya sea por disposiciones legales o contractuales. Los demás ries-

gos son cubiertos por autoseguro, y Petrobras intencionalmente se hace cargo del riesgo, en

forma integral, mediante la ausencia de seguro. La Compañía, assume parte importante de

su riesgo, mediante la contratación de franquicias que alcanzar los US$ 50 millones.

Las premisas de riesgo adoptadas, no forman parte del alcance de una auditoria de

los estados contables. Por consecuencia, no fueron examinados por nuestros auditores

independientes.

Las informaciones principales sobre la cobertura de seguros en vigor al 31 de diciem-

bre de 2008 se detallan a continuación:

ACtIVO tIPOS dE COBERtuRAImPORtE ASEGuRAdO


Instalaciones, equipos y existencias

Incendio y riesgos operativos

100.545.218 85.083.797

Navíos-tanque y embarcaciones auxiliares

Cascos 4.075.541

Plataformas fijas, sistemas flotantes de producción y unidades de perforación marítimas

Riesgos de petróleo

42.763.632 15.736.624

total 147.384.391 100.820.421

Petrobras no hace seguros de lucros cesantes, control de pozos e de la malla de ductos

en Brasil.

Considerando su porte financiero y sus compromisos e inversiones en las áreas de

Salud, Medio Ambiente y Seguridad (SMS) y Calidad, Petrobras, a ejemplo de las empresas

petrolíferas de porte semejante al suyo, retiene una cuota significativa de su riesgo, inclu-

so a través del aumento de sus franquicias, que pueden alcanzar los US$ 50 millones.




31 SEGuRIdAd, mEdIO AmBIENtE y SALudEn 2008, los principales indicadores de seguridad, medio ambiente y salud de Petrobras se

mantuvieron compatibles con los de las mejores empresas mundiales del sector, sin que

se haya registrado en el período ningún evento significativo de derramamiento de petróleo.

Petrobras invierte continuamente en entrenamiento, capacitación y desarrollo de

nuevas tecnologías con el objetivo de prevenir accidentes y de la seguridad y salud de los

trabajadores. Además, mantiene en el país diez Centros de Defensa Ambiental, que traba-

jan en régimen de 24 horas diarias para poder responder con rapidez y eficacia a cualquier

tipo de accidente con derramamiento de petróleo.

Este modelo responsable de actuación contribuyó para que en 2008 Petrobras se man-

tuviera entre las empresas que forman el Índice “Dow Jones” de Sostenibilidad, lo mas

importante del género. En Brasil, además de Petrobras, solamente otras siete empresas

integran ese índice y en el mundo, Petrobras es la única empresa del sector de petróleo y

gas de los países en desarrollo.

Los gastos totales de la Compañía en seguridad, medio ambiente y salud (SMS), con-

siderando inversiones y operaciones, ascendieron en el acumulado de enero a diciembre

de 2008 el monto de R$ 4.482.000, siendo R$ 2.401.000 en seguridad, R$ 1.715.000 en medio

ambiente y R$ 365.000 en salud, sin computar los gastos con Asistencia Multidisciplinaria

de Salud (AMS) y apoyo a programas y/o proyectos ambientales externos.

En ese total se incluyen los gastos realizados con el Pegaso (Programa de Excelencia

en Gestión Ambiental y Seguridad Operativa), que ascendieron en el período, entre inver-

siones y operaciones, a R$ 652.000.




32 EVENtOS SuBSECuENtES

32.1 CREACIóN dE EmPRESAS dEL COmPLEjO PEtROquímICO dE RIO dE jANEIRO - COmPERj

Petrobras, dando continuación a la implantación del Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro

- COMPERJ, constituyó, el día 5 de febrero de 2009, seis (6) sociedades anónimas en Rio de Janei-

ro, subsidiarias totalmente controladas por Petrobras, conforme se enumera a continuación:

Comperj Participações S.A.: Sociedad de Propósito Específico, que poseerá las partici- ›paciones de Petrobras en las sociedades productoras del COMPERJ;

Comperj Petroquímicos Básicos S.A.: Sociedad productora de Petroquímicos Básicos; ›Comperj PET S.A.: Sociedad productora de PTA/PET; ›Comperj Estirênicos S.A.: Sociedad productora de Estireno; ›Comperj MEG S.A.: Sociedad productora de Etileno Glicol y Óxido de Eteno; y ›Comperj Poliolefinas S.A.: Sociedad productora de Poliolefinas (PP/PE). ›

En un primer momento, Petrobras controlará el 100% (cien por ciento) del capital total y

con derecho a voto de esas compañías, cuando se realizará la implantación del modelo de

integración y relaciones de las empresas del COMPERJ. Tal modelo busca captar las siner-

gias originadas por la localización de varias compañías en un mismo local de producción.

Los bienes, obligaciones y derechos relativos al COMPERJ serán oportunamente transferi-

dos por Petrobras para esas sociedades.

Con la constitución de esas empresas, Petrobras comienza la fase de preparación del

Proyecto para la entrada de socios potenciales.

32.2 PIFCO

El 11 de febrero de 2009, Petrobras International Finance Company - PifCo, una subsidia-

ria totalmente controlada por Petrobras, concluyó la emisión de US$ 1,5 mil millones en

títulos del tipo “Global Notes” en el mercado internacional de capitales, con vencimiento

el 15 de marzo de 2019, tasa de interés del 7,875% a.a. y pago semestral de intereses a partir

del 1º de septiembre de 2009. Los recursos captados se destinarán a propósitos corporati-

vos generales, incluso para la financiación del Plan de Negocios de Petrobras 2009-2013.

Esta financiación tuvo costos de emisión estimados en US$ 6 millones, prima de

US$ 26 millones y tasa de interés efectiva del 8,187% a.a. Los Global Notes se constituyen

en obligaciones no garantizadas (unsecured) y no subordinadas de PifCo y cuentan con la

garantía completa e incondicional de Petrobras.

178

INFORMACIONES ADICIONALES SOBRE ACTIVIDADES DE ExPLORACIóN Y PRODUCIóN DE PETROLéO Y GAS (NO AUDITADAS)

I. INFORmACIONES SOBRE RESERVASLas reservas de petróleo y gas comprobadas netas fueron estimadas por la Compañía,

en conformidad con los conceptos de reservas definidos por la “Securities and Exchange

Commission”, de acuerdo con el SFAS Nº 69 – Divulgaciones sobre actividades relativas a

la producción de petróleo y gas (SFAS 69).

Las reservas de petróleo y gas comprobadas corresponden a las cantidades estimadas

de petróleo bruto, gas natural y condensado que de acuerdo con el análisis de los datos de

la geo-ingeniería puedan estimarse con certeza razonable, considerados comerciales, de

un reservorio conocido, bajo las condiciones económicas definidas, métodos de operación

conocidos y bajo las condiciones regulatorias en vigor en una fecha determinada.

Las reservas comprobadas desarrolladas corresponden a las cantidades de hidrocar-

buros que se espera recuperar de pozos existentes con los equipos y métodos operativos

existentes. Las reservas comprobadas no desarrolladas corresponden a los volúmenes de

hidrocarburos que se espera recuperar en función de inversiones futuras en perforación

de pozos, en equipos adicionales.

PEtRóLEO (mIL mILLONES BBL) GAS (mIL mILLONES m³) PEtRóLEO + GAS (mIL mILLONES dE BOE)

BRASIL INtERNACIONAL tOtAL BRASIL INtERNACIONAL tOtAL BRASIL INtERNACIONAL (1) tOtAL

Saldo al 31/12/2007 9,139 0,414 9,553 267,050 68,002 335,052 10,818 0,815 11,633

Variación de las reservas 0,223 0,015 0,238 (3,377) 17,155 13,778 0,203 0,116 0,319

Producción (0,646) (0,039) (0,685) (16,030) (6,057) (22,087) (0,747) 0,075 (0,672)

Saldo al 31/12/2008 8,716 0,390 9,106 247,643 79,100 326,743 10,274 1,006 11,280

Reserva de empresas no consolidadas

Saldo al 31/12/2007 0,060 0,060 1,894 1,894 0,071 0,071

Saldo al 31/12/2008 0,048 0,048 2,142 2,142 0,061 0,061

Reservas comprobadas y desarrolladas

Al 31/12/2007 5,249 0,210 5,459 122,814 46,143 168,957 6,022 0,482 6,504

Al 31/12/2008 5,346 0,211 5,557 134,340 49,694 184,034 6,191 0,504 6,695

(1) Incluye reservas de 110 millones de boe en 2008 (199 millones de boe en 2007) correspondientes a una participación de no controlantes de 41,38% en Pepsa.

EStAdOS CONtABLES


PEtRóLEO (mIL mILLONES BBL) GAS (mIL mILLONES m³) PEtRóLEO + GAS (mIL mILLONES dE BOE)

BRASIL INtERNACIONAL tOtAL BRASIL INtERNACIONAL tOtAL BRASIL INtERNACIONAL (1) tOtAL

Saldo al 31/12/2007 9,139 0,414 9,553 267,050 68,002 335,052 10,818 0,815 11,633

Variación de las reservas 0,223 0,015 0,238 (3,377) 17,155 13,778 0,203 0,116 0,319

Producción (0,646) (0,039) (0,685) (16,030) (6,057) (22,087) (0,747) 0,075 (0,672)

Saldo al 31/12/2008 8,716 0,390 9,106 247,643 79,100 326,743 10,274 1,006 11,280

Reserva de empresas no consolidadas

Saldo al 31/12/2007 0,060 0,060 1,894 1,894 0,071 0,071

Saldo al 31/12/2008 0,048 0,048 2,142 2,142 0,061 0,061

Reservas comprobadas y desarrolladas

Al 31/12/2007 5,249 0,210 5,459 122,814 46,143 168,957 6,022 0,482 6,504

Al 31/12/2008 5,346 0,211 5,557 134,340 49,694 184,034 6,191 0,504 6,695

(1) Incluye reservas de 110 millones de boe en 2008 (199 millones de boe en 2007) correspondientes a una participación de no controlantes de 41,38% en Pepsa.

La estimativa de reservas tiene incertidumbres inherentes al negocio y, por lo tanto,

puede haber alteraciones a medida que se aumenta el conocimiento, cuando se obtengan

nuevas informaciones.

En 2008, aunque los volúmenes de reservas hayan sufrido el impacto de la reducción

del precio internacional de petróleo, la Compañía, presentó una significativa apropiación

de reservas comprobadas en función de los excelentes resultados obtenidos en campos ya

existentes, por medio de proyectos cuyo objetivo era el aumento de la recuperación de los

citados campos. Es importante subrayar que en las estimativas de reservas de 2008 no se

consideraron los volúmenes del Pre-Sal de la Cuenca de Santos. Sin embargo, el Pre-Sal de

Espírito Santo contribuye en las reservas comprobadas de 2008.

Las reservas de petróleo y gas comprobadas netas estimadas por la Compañía se pre-

sentan en la tabla a continuación:

180

CONSEjO dE AdmINIStRACIóNPresidenta

Dilma Vana Rousseff

Consejeros silas Rondeau Cavalcante silva

Guido Mantega José sergio Gabrielli de Azevedo

Francisco Roberto de Albuquerque Fábio Colletti Barbosa

Jorge Gerdau Johannpeter Luciano Galvão Coutinho

dIRECtORIA EjECutIVAPresidente

José sergio Gabrielli de Azevedo

Director Financiero y de Relaciones con Inversores

Almir Guilherme Barbassa

Director de Servicios Renato de souza Duque

Director de Exploración y Producción Guilherme de oliveira Estrella

Director de Abastecimiento Paulo Roberto Costa

Directora de Gas y Energía Maria das Graças silva Foster

Director Internacional Jorge Luiz Zelada

Contador - CRC-RJ 35.286/O-1 Marcos Menezes

PARECER dEL CONSEjO FISCAL

El Consejo Fiscal de Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, durante el ejercicio de sus fun-1.

ciones legales y estatutarias, en una reunión llevada a cabo en esta fecha, ha examina-

do el Informe Anual de la Administración y los Estados Contables, lo que comprendió:

El Balance General, El Estado de Resultados, El Estado de Evolución del Patrimonio

Neto, El Estado de Flujos de Efectivo y El Estado de Valor Agregado, las Notas Explica-

tivas a los Estados Contables y el Parecer de los Auditores Independientes, referentes

al Ejercicio Social finalizado el 31 de diciembre de 2008.

Han sido verificadas las siguientes propuestas que serán sometidas a la deliberación 2.

de la Asamblea General Ordinaria:1ª) Aprobar la parte que cabe a los administradores

relativamente a la participación en las ganancias o resultados (PLR) del ejercicio de

2008; 2ª) Aprobar los Estados Contables de Petrobras (Controlante y Consolidadas) del

Ejercicio Social de 2008; 3ª) Aprobar la Retención de Ganancias en el Patrimonio Neto,

en la Reserva de Retención de Ganancias, por un monto de R$ 25.217 millones, siendo

R$ 23.779 millones provenientes del saldo de la ganancia neta del ejercicio y R$ 1.438

millones del saldo remanente de ganancias acumuladas, destinada a atender de forma

parcial a la programación de inversiones, con base en el Presupuesto de Capital de 2009,

por un monto de R$ 42.538 millones (Recursos Propios: R$ 25.824 millones; y Recursos

de Terceros: R$ 16.714 millones); y 4ª) Aprobar la destinación de la ganancia neta, con-

siderando la distribución de dividendos del ejercicio de 2008 por el monto de R$ 9.915

millones (correspondiente a 29,04% de la ganancia básica – R$ 1,13 por acción ordinaria

y preferida) incluyen interés sobre el capital propio por el monto de R$ 7.019 millones

(correspondiente a R$ 0,80 por acción).

Con base en los exámenes efectuados y con el parecer de KPMG Auditores Independentes, 3.

del 06 de marzo de 2009, presentando sin reservas, el Consejo Fiscal opina favorablemen-

te a la aprobación de las referidas matérias a ser sometidas a discusión y votación en la

Asamblea General Ordinaria de los Accionistas de Petrobras, que se celebrará el 08 de

abril de 2009.

Rio de Janeiro, 6 de marzo de 2009

Marcus Pereira Aucélio

Presidente

César Acosta Rech

Consejero

Maria Lúcia de Oliveira Falcón

Consejera

Nelson Rocha

Consejero

Túlio Luiz Zamin

Consejero

EStAdOS CONtABLES









2004

2.02

0

359

1.6

61

2005

2.21

7

370

1.8

47

2006

2.2

97

374

1.92

3

2007

2.3

01

381

1.92

0

2008

2.4

00

420

1.98

0



2008

15,1

11,2

2007

11,7

15,0

2006

15,5

15,1

2005

11,8

14,9

2004

11,9

14,9

SPE SEC


2007

9.6

326.

574

10.6

6118

.418

45.2

85

2008

10.1

116.

133

12.4

43

21.6

62

53.3

49

2006

4.18

17.

161

7.0

30

15.3

41

33.

68

6

2004

3.9

072.

331

3.87

012

.441

22.5

49

2005

3.28

63.

153

5.3

3713

.93

4

25.7

10

cola


2008

32.9

98

2007

21.5

12

2006

25.9

19

2005

23.7

25

13.8

87

2004


2004 2005 2006 2007 2008

Mercado interno

diesel 31.379 39.944 44.571 47.001 55.708

Gasolina 12.200 15.143 17.993 17.550 19.593


nafta 7.109 7.386 8.290 8.658 8.886

GlP 6.325 5.660 5.744 5.890 6.567

QAV 4.139 5.237 5.358 4.733 6.740

Gas natural 4.193 4.349 5.076 5.454 9.297

exportações

Petróleo 6.720 11.101 14.729 16.020 24.122






Pancrom Impresión



2004

2.02

0

359

1.6

61

2005

2.21

7

370

1.8

47

2006

2.2

97

374

1.92

3

2007

2.3

01

381

1.92

0

2008

2.4

00

420

1.98

0



2008

15,1

11,2

2007

11,7

15,0

2006

15,5

15,1

2005

11,8

14,9

2004

11,9

14,9

SPE SEC


2007

9.6

326.

574

10.6

6118

.418

45.2

85

2008

10.1

116.

133

12.4

43

21.6

62

53.3

49

2006

4.18

17.

161

7.0

30

15.3

41

33.

68

6

2004

3.9

072.

331

3.87

012

.441

22.5

49

2005

3.28

63.

153

5.3

3713

.93

4

25.7

10

cola


2008

32.9

98

2007

21.5

12

2006

25.9

19

2005

23.7

25

13.8

87

2004


2004 2005 2006 2007 2008

Mercado interno

diesel 31.379 39.944 44.571 47.001 55.708

Gasolina 12.200 15.143 17.993 17.550 19.593


nafta 7.109 7.386 8.290 8.658 8.886

GlP 6.325 5.660 5.744 5.890 6.567

QAV 4.139 5.237 5.358 4.733 6.740

Gas natural 4.193 4.349 5.076 5.454 9.297

exportações

Petróleo 6.720 11.101 14.729 16.020 24.122






Pancrom Impresión







Economy & Finance

Análise financeira 2008 esp