Análise financeira 2005

20052005A n Á l i s e F i n a n c e i r a e D e m o n s t r a ç õ e s c o n t á b e i s

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20

05

Capa DF 6/23/06 8:48 PM Page 1

sumáriosumÁrioA n á l i s e F i n a n c e i r a

D e m o n s t r a ç õ e s C o n t á b e i s

19 Parecer do Auditores Independentes

20 Balanço Patrimonial

22 Demonstração do Resultado

23 Demonstração das Origens e Aplicações de Recursos

24 Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido (Controladora)

26 Demonstração do Fluxo de Caixa

27 Demonstração do Valor Adicionado

28 Demonstração da Segmentação de Negócios

35 Balanço Social

38 Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis

38 1. Princípios de consolidação

43 2. Sumário das principais práticas contábeis

46 3. Disponibilidades

47 4. Contas a receber, líquidas

47 5. Partes relacionadas

52 6. Estoques

53 7. Contas petróleo e álcool – STN

53 8. Títulos e valores mobiliários

54 9. Projetos estruturados

60 10. Depósitos judiciais

61 11. Investimentos

75 12. Imobilizado

80 13. Financiamentos

84 14. Receitas (despesas) financeiras, líquidas

85 15. Outras despesas operacionais, líquidas

85 16. Impostos, contribuições e participações

90 17. Benefícios concedidos a empregados

98 18. Participação dos empregados e administradores

98 19. Patrimônio líquido

101 20. Processos judiciais e contingências

106 21. Compromissos assumidos pelo segmento de energia

108 22. Garantias aos contratos de concessão para exploração de petróleo

109 23. Informações sobre segmentos de negócios

110 24. Instrumentos derivativos, hedging e atividades de gerenciamento de riscos

115 25. Segurança, meio ambiente e saúde

115 26. Remuneração de dirigentes e empregados da Controladora (em reais)

115 27. Evento subseqüente

116 Informações Coorporativas

117 Parecer do Conselho Fiscal

DF_001a037_IPSIS.qxd 6/23/06 8:51 PM Page 300

A PETROBRAS, suas Subsidiárias e Controladas apresentaram um lucro líquido consolidado de R$ 23.725 milhões

no exercício de 2005, após a eliminação das operações intercompanhias e a dedução da participação dos

acionistas minoritários, sendo superior 40% em relação ao exercício de 2004 (R$ 16.887 milhões).

Os principais fatores que contribuíram para a formação do lucro líquido consolidado no exercício de 2005 em

relação ao exercício de 2004 foram:

Aumento do lucro bruto em R$ 13.438 milhões, em função do comportamento dos preços de petróleo e

derivados nos mercados interno e externo, do aumento da produção de petróleo e LGN no país (13%), do

acréscimo da produção (2%) e da qualidade dos derivados.

Aumento nas Despesas com Vendas (R$ 725 milhões), para atender ao volume comercializado e o aumento

do custo dos fretes marítimos, tendo em vista o crescimento das exportações.

Aumento nas Despesas Gerais e Administrativas (R$ 1.287 milhões), em virtude dos maiores gastos com

pessoal, com manutenção de redes e com licenças de software.

Aumento nas despesas com planos de pensão e de saúde de aposentados e pensionistas devido à mudança

de premissas procedidas na revisão atuarial de dez/04 (R$ 690 milhões)

Aumento nas despesas de prospecção e exploração (R$ 561 milhões) devido ao aumento da atividade de

geologia e geofísica, a baixa de poços secos e/ou subcomerciais e ao efeito do complemento da provisão para

abandono de área.

Aumento nas despesas de pesquisa e desenvolvimento (R$ 239 milhões) para atender às atividades de

pesquisa e contratação de licença de exploração de dados sísmicos.

Aumento de outras despesas operacionais (R$ 403 milhões), em função, principalmente, dos gastos com relações

institucionais e projetos culturais (R$ 221 milhões) e perdas líquidas no segmento de Gás e Energia (R$ 93 milhões).

Redução nas despesas tributárias (R$ 360 milhões), em função da mudança, a partir de agosto/04, na

legislação (Decreto nº 5.164/04) que reduziu a zero as alíquotas do PIS/PASEP e da COFINS incidentes sobre

as receitas financeiras.

Efeito positivo sobre o resultado financeiro líquido em R$ 478 milhões, cabendo destacar:

Diminuição das despesas financeiras em R$ 691 milhões, em função da redução dos encargos sobre

empréstimos e financiamentos, reflexo da apreciação do real frente ao dólar no exercício (12%), apesar do

aumento da taxa Libor incidente sobre os mesmos;

Variação cambial e monetária negativa (efeito de R$ 213 milhões), gerada, pela diminuição das variações

cambiais (R$ 419 milhões), reflexo da apreciação do real frente ao dólar no exercício (12%), se comparado

com a apreciação no ano anterior (8%), combinado com o fato da controladora, ter passado de devedora

para credora no relacionamento com as subsidiárias e controladas no exterior.

Aumento na provisão com imposto de renda e contribuição social sobre o lucro, no montante de R$ 3.898

milhões, em função do aumento do lucro líquido básico para tributação, apesar do aproveitamento de um maior

(R$ milhões)

VALORES HISTÓRICOS VALORES ATUALIZADOS PELO IPCA

20.23717.848

16.887

23.725

2003 2004 2005

análise financeira

2 P E T R O B R A S A n Á l i s e F i n a n c e i r a e D e m o n s t r a ç õ e s c o n t á b e i s 2 0 0 5 P E T R O B R A S A n Á l i s e F i n a n c e i r a e D e m o n s t r a ç õ e s c o n t á b e i s 2 0 0 5 3

análise financeira

1. Resumo Econômico-Financeiro(1)

CONSOLIDADO(6) PETROBRAS

2005 2004 2005 2004

Receita Operacional Bruta (R$ milhões) 179.065 150.440 143.666 120.025

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 136.605 111.128 105.823 85.575

Resultados:

Atividades Próprias 24.551 17.065 22.161 16.438

Subsidiárias/Coligadas (250) (145) 1.782 1.350

24.301 16.920 23.943 17.788

Itens extraordinários (2) (576) (33) (493) (34)

Lucro Líquido (R$ milhões) 23.725 16.887 23.450 17.754

Endividamento Líquido (R$ milhões) (3) 24.825 35.816 – (5) 1.217

EBITDA (R$ milhões) (4) 47.808 36.798 36.518 28.554

Endividamento Líquido/EBITDA (3) (4) 0,52 0,97 – (5) 0,04

Patrimônio Líquido (R$ milhões) 78.785 62.130 80.703 64.254

Ativo Permanente (R$ milhões) 109.184 96.972 71.717 57.065

Relação Capital Próprio/Capital de Terceiros (3) 48/52 42/58 59/41 51/49

Notas:1. Os valores expressos em Reais (R$), mencionados nesta análise financeira, foram apurados em conformidade às práticas contábeis emanadas da legislação

societária e às normas da Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

2. Considera-se como Itens Extraordinários valores referentes a fatos não previstos ou habituais aos negócios da Companhia e que, portanto, não são recorrentes.

3. Inclui endividamento contraído através de contratos de leasing.

4. Resultado antes dos impostos, dos acionistas não controladores, do resultado financeiro líquido, das participações em investimentos relevantes, e da

depreciação, amortização e custo com abandono.

5. As disponibilidades são superiores ao endividamento total.

6. Apartir de 1º de janeiro de 2005, as Sociedades de Propósito Específico, cujas atividades operacionais são controladas, direta ou indiretamente pela

PETROBRAS, passam a ser incluídas nas Demonstrações Contábeis Consolidadas, conforme determina a Instrução CVM nº 408/2004. Para facilitar a

comparabilidade, essas Sociedades de Propósito Específico foram incluídas também nas Demonstrações Contábeis no exercício de 2004.

2. Resultado Consolidado

17.795


b. Abastecimento

No exercício de 2005, o lucro líquido apurado pela área de negócio de Abastecimento foi de R$ 5.556 milhões,

118% superior ao lucro líquido apurado no exercício de 2004 (R$ 2.553 milhões), reflexo do incremento de

R$ 4.859 milhões no lucro bruto, com destaque para os seguintes fatores:

Acréscimo no valor médio de realização dos derivados comercializados no mercado interno e no mercado externo;

Melhoria do perfil de produção das refinarias, diminuindo a necessidade de importação de derivados de

maior valor agregado;

Aumento de 4% da participação do óleo nacional na carga processada pelas refinarias.

Aumento de 2% na produção de derivados.

Parte desses efeitos foi compensada pelos seguintes aspectos:

Aumento no custo de aquisição e transferência de petróleo e derivados, pressionado pelo aumento das

cotações internacionais, apesar da apreciação de 17% na taxa média do real frente ao dólar norte-americano e

da elevação do spread entre petróleos pesados e leves;

Elevação no custo de refino, em função, principalmente, do aumento da complexidade do parque de refino.

c. Gás e Energia

No exercício de 2005, o resultado da comercialização de energia apresentou melhoria, tendo em vista os novos

contratos firmados. O resultado operacional com comercialização do gás natural continuou positivo, tendo em

vista o aumento de 9% no volume vendido e o processo de realinhamento dos preços de venda do gás natural,

apesar das maiores despesas operacionais.

Entretanto, o desempenho da comercialização não foi suficiente para compensar as perdas com geração de

energia, tendo em vista a manutenção do baixo patamar de preços no mercado brasileiro, assim como os gastos

5.556

2005 2004

Resultado Segmento Abastecimento

(R$ milhões)

2.553


benefício fiscal decorrente do provisionamento de juros sobre capital próprio em 2005 (R$ 5.483 milhões),

superior ao exercício de 2004 (R$ 4.386 milhões).

3. Resultado por Área de Negócio

A PETROBRAS é uma Companhia que opera de forma integrada, sendo a maior parte da produção de petróleo e

gás da área de Exploração e Produção transferida para outras áreas da Companhia.

Destacamos, abaixo, os principais critérios utilizados na apuração de resultados por área de negócio:

a. Receita operacional líquida: foram consideradas as receitas relativas às vendas realizadas a clientes externos,

acrescidas dos faturamentos e transferências entre as áreas de negócio, tendo como referência os preços internos

de transferência definidos entre as áreas, com metodologias de apuração baseadas em parâmetros de mercado.

b. No lucro operacional estão computados a receita operacional líquida, os custos dos produtos e serviços

vendidos, que são apurados por área de negócio, considerando o preço interno de transferência e os demais

custos operacionais de cada área, bem como as despesas operacionais, nas quais são consideradas as despesas

efetivamente incorridas em cada área.

c. Ativos: contemplam os ativos identificados a cada área.

a. Exploração e Produção

No exercício de 2005, o lucro líquido apurado pela área de negócio de Exploração e Produção foi de R$ 22.699

milhões, 26% superior ao lucro líquido apurado no exercício de 2004 (R$ 18.083 milhões), devido ao aumento

de R$ 8.401 milhões no lucro bruto apurado com as vendas e transferências de petróleo, refletindo os acréscimos

de 13% na produção de petróleo e LGN e de 3% na produção de gás natural, bem como o aumento nas cotações

internacionais, apesar da apreciação de 17% na taxa média do real frente ao dólar norte-americano e da menor

valorização de petróleos pesados no mercado internacional comparativamente a petróleos mais leves.

O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido/transferido e a cotação média do Brent aumentou

de US$ 4,72/bbl no exercício de 2004 para US$ 8,96/bbl no exercício de 2005.

Parte do aumento no lucro bruto foi compensada pelo acréscimo de R$ 731 milhões nas despesas com

prospecção e perfuração devido à baixa de poços secos e/ou subcomerciais, além da atualização da provisão para

abandono de área.

22.699

2005 2004

Resultado Segmento E&P

(R$ milhões)

18.083

2005

(624)(517)

Resultado Segmento Gás e Energia

(R$ milhões)

2004


No exercício de 2005, a Área de Negócios Internacionais apurou um lucro líquido no montante equivalente a

R$ 567 milhões, 63% superior ao lucro líquido equivalente a R$ 347 milhões apurado no exercício de 2004.

Este aumento no lucro líquido deveu-se principalmente aos seguintes fatores:

Acréscimo de R$ 355 milhões no lucro bruto, proveniente do aumento das cotações internacionais do

petróleo, da elevação da venda de gás da Bolívia para o Brasil e início, em junho/04, do contrato de venda do

gás boliviano para a Argentina. Estes efeitos foram parcialmente compensados pelos seguintes fatores:

i) produção declinante em campos maduros na Argentina e Angola; ii) aumento no custo de produção na

Bolívia devido à elevação da alíquota de 18% para 50%, a partir de maio de 2005, no imposto sobre

hidrocarbonetos; iii) menores margens de comercialização de óleo diesel e gasolina na Argentina devido às

limitações impostas pelo governo local nos preços de venda; e iv) apreciação de 12% do real frente ao dólar

norte-americano no processo de conversão das demonstrações contábeis;

Aumento nos ganhos de participação societária, no valor de R$ 79 milhões, devido, principalmente, aos lucros

obtidos nas operações desenvolvidas pelas sociedades vinculadas à PEPSA, com destaque para o segmento de

energia elétrica na Argentina.

Esses efeitos foram parcialmente compensados pelo aumento nas despesas operacionais, no montante de

R$ 106 milhões, devido à baixa de crédito fiscal no Equador e ao incremento das despesas gerais e administrativas.

f. Corporativo

As atividades corporativas do Sistema PETROBRAS geraram um prejuízo de R$ 4.096 milhões no exercício de

2005, 11% superior ao prejuízo apurado no exercício de 2004 (R$ 3.677 milhões), com destaque para os gastos

com pessoal, publicidade, propaganda institucional e com a mudança de premissas na revisão atuarial dos Planos

de Saúde e de Pensão, referente aos aposentados e pensionistas.

Parte desses efeitos foi compensada pelo decréscimo de R$ 767 milhões na despesa financeira líquida,

principalmente como reflexo da maior apreciação do real frente ao dólar em 2005 (12%) se comparado com o

ano anterior (8%) sobre os empréstimos e financiamentos.

2005

(4.096)(3.677)

Resultado Segmento Corporativo

(R$ milhões)

2004


extraordinários registrados em 2005 em decorrência de pendências contratuais com termelétricas e com

recomposição de lastro de térmicas do Nordeste.

Estes fatores, em conjunto, levaram a área de negócio de Gás e Energia a apurar um prejuízo de R$ 624

milhões em 2005, 21% superior ao prejuízo de R$ 517 milhões, apurado no exercício anterior.

Excluídos os gastos extraordinários, a área de Gás e Energia alcançaria no exercício de 2005 um lucro

operacional de R$ 38 milhões (lucro operacional de R$ 111 milhões em 2004) e um prejuízo, líquido de efeitos

tributários, de R$ 223 milhões (prejuízo de R$ 471 milhões em 2004).

d. Distribuição

No exercício de 2005, a área de negócio de Distribuição apurou um lucro líquido de R$ 784 milhões, 26%

superior ao lucro líquido apurado no exercício de 2004 (R$ 623 milhões), decorrente do aumento de R$ 636

milhões no lucro bruto, destacando-se a consolidação da empresa Liquigás (adquirida em agosto de 2004),

com reflexos positivos no volume vendido, 10% maior em relação ao exercício de 2004.

Estes efeitos foram parcialmente compensados pelo crescimento de R$ 226 milhões nas despesas operacionais,

com destaque para o acréscimo nas despesas com comercialização e distribuição de produtos e com pessoal.

A participação no mercado de distribuição de combustíveis no exercício de 2005 foi de 33,8% (552 mil

bbl/dia), incluindo a empresa Liquigás, enquanto no exercício de 2004 era de 31,6% (500 mil bbl/dia).

No exercício de 2005, a Liquigás contribuiu com um lucro bruto e líquido de R$ 548 milhões e R$ 111 milhões,

respectivamente. De agosto a dezembro de 2004 a contribuição da Liquigás no lucro bruto e líquido foi de

R$ 319 milhões e R$ 155 milhões, respectivamente.

e. Internacional

Resultado Segmento Distribuição

(R$ milhões)

784

2005 2004

623

567

2005 2004

Resultado Segmento Internacional

(R$ milhões)

347


Demontração dos Itens Extraordinários em 31.12.2004

R$ Milhões

E&P ABAST. GÁS E ENERGIA DISTRIB. INTERN. CORPOR ELIMIN. TOTAL

Resultado Operacional

por Segmento de Negócios 29.101 3.604 42 828 1.938 (4.796) (787) 29.930

Itens Extraordinários:

Perdas Contratuais com

Serviços de Transporte (Ship or Pay) - - - - 169 - - 169

Contingências Previdenciárias (INSS) 135 - - - - - - 135

Estimativas de Gastos p/ Futuro Abandono

de Poços e Desmant. de Áreas (412) - - - - - - (412)

Baixa de bônus de assinatura em Angola - - - - 192 - - 192

Crédito Fiscal PEPSA - - - - (239) - - (239)

Recuperação de Créditos Previdenciários - - - - - 165 - 165

Indébito Fiscal - 94 - - - - - 94

Despesas Decorrentes de

Pendências Contratuais com Termelétricas - - 69 - - - - 69

Subtotal Itens Extraordinários (277) 94 69 - 122 165 - 173

Resultado Operacional sem

Efeitos de Itens Extraordinários 28.824 3.698 111 828 2.060 (4.631) (787) 30.103

Lucro líquido (Prejuízo)

por segmento de negócios 18.083 2.553 (517) 623 347 (3.677) (525) 16.887

Itens Extraordinários (277) 94 69 - 122 165 - 173

Efeitos Tributários 94 (32) (23) - (123) (56) - (140)

Lucro líquido sem efeitos

de Itens Extraordinários 17.900 2.615 (471) 623 346 (3.568) (525) 16.920

4. Receita Operacional do Sistema PETROBRAS

A receita operacional bruta da Petrobras, suas Subsidiárias e Controladas atingiu a cifra de R$ 179.065 milhões,

correspondendo a um acréscimo de 19% em relação ao exercício anterior. Deduzindo-se os impostos e outros

encargos incidentes sobre o faturamento, a Companhia apurou uma receita operacional líquida consolidada de

R$ 136.605 milhões no exercício de 2005 (R$ 111.128 milhões no exercício de 2004).

O volume de vendas no mercado interno aumentou 2% no exercício de 2005, em relação ao exercício de

2004, destacando-se o aumento nas vendas de Gasolina (4%), em função do aumento de consumo provocado

pelo crescimento da frota de veículos urbanos e de Gás Natural (9%), em função do maior consumo industrial e

do crescimento do número de conversões de veículos. O aumento na venda desses produtos foi compensado,


No exercício de 2005, os seguintes itens extraordinários tiveram influência sobre o resultado segmentado e

consolidado do Sistema PETROBRAS:

3.1. Itens Extraordinários

Demontração dos Itens Extraordinários em 31.12.2005

R$ Milhões

E&P ABAST. GÁS E ENERGIA DISTRIB. INTERN. CORPOR. ELIMIN. TOTAL

Resultado Operacional por

Segmento de Negócios 36.518 8.482 (456) 1.238 2.187 (6.427) (1.769) 39.773

Itens Extraordinários:

Perdas Contratuais com

Serviços de Transporte (Ship or Pay) - - - - 147 - - 147

Ganhos Líquidos na Permuta de Ativos - - - - - (146) - (146)

Perda em ação de Execução Fiscal ref. ICMS - 286 - - - - - 286

Efeito de Mudança do Ambiente Regulatório - - - - 23 - - 23

Recomposição de Lastro

de Termelétricas no Nordeste - - 118 - - - - 118

Despesas Decorrentes de Pendências

Contratuais com Termelétricas - - 376 - - - - 376

Subtotal Itens Extraordinários - 286 494 - 170 (146) - 804

Resultado Operacional sem

Efeitos de Itens Extraordinários 36.518 8.768 38 1.238 2.357 (6.573) (1.769) 40.577

Lucro líquido (Prejuízo)

por segmento de negócios 22.699 5.556 (624) 784 567 (4.096) (1.161) 23.725

Itens Extraordinários - 286 494 - 170 (146) - 804

Efeitos Tributários - (98) (93) - (87) 50 - (228)

Lucro líquido sem efeitos

de Itens Extraordinários 22.699 5.744 (223) 784 650 (4.192) (1.161) 24.301


5. Despesas e Receitas Financeiras

No exercício findo em 31.12.2005, o resultado financeiro consolidado foi negativo em R$ 2.843 milhões (R$ 1.061

milhões – Controladora), enquanto no ano anterior foi de R$ 3.321 milhões (R$ 564 milhões – Controladora). A

variação cambial está sendo impactada pelos reflexos da apreciação do real frente ao dólar no exercício de 2005

(12%), se comparado com a apreciação no ano anterior (8%), combinado com o fato da Controladora ter passado

de devedora para credora no relacionamento com as subsidiárias e controladas no exterior.

DESPESAS FINANCEIRAS, LÍQUIDAS (R$ milhões)

CONSOLIDADO PETROBRAS

2005 2004 2005 2004

Despesas financeiras

Empréstimos e financiamentos (3.509) (3.647) (658) (710)

Fornecedores (44) (22) (1.515) (1.441)

Outras (1.011) (1.511) (70) (102)

(4.564) (5.180) (2.243) (2.253)

Receitas financeiras

Aplicações financeiras 358 468 (188) 30

Subsidiárias e controladas - - 2.043 1.141

Adiantamento a fornecedores 79 93 79 93

Adiantamento a Petros 73 74 73 74

Financiamentos concedidos 93 106 - -

Outros 748 535 362 273

1.351 1.276 2.369 1.611

Variações monetárias e cambiais

Variação monetária ativa 131 307 116 606

Variação monetária passiva (209) (590) (174) (454)

Variação cambial ativa (1.243) (122) (4.185) (3.020)

Variação cambial passiva 1.691 988 3.056 2.946

370 583 (1.187) 78

Despesas financeiras, liquidas (2.843) (3.321) (1.061) (564)


parcialmente, pela redução nas vendas de Óleo Combustível (8%), decorrente da forte concorrência de produtos

substitutos como o carvão, o coque, a biomassa, a lenha e o gás natural. O óleo diesel manteve seu consumo

praticamente estável em relação ao exercício de 2004, tendo como causas principais o desempenho da agricultura

e o aumento de preços do produto, que também concorreu para a retração do mercado.

EXERCÍCIO

2005 2004 ∆%

Volume de vendas - Mil Barris/dia

Diesel 665 656 1

Gasolina 287 275 4

Óleo combustível 99 108 (8)

Nafta 157 157 -

GLP 213 210 1

QAV 78 74 5

Outros 156 157 (1)

Total de derivados 1.655 1.637 1

Álcoois, Nitrogenados e outros 28 32 (13)

Gás natural 228 210 9

Total mercado interno 1.911 1.879 2

Exportação 512 416 23

Vendas Internacionais 385 416 (7)

Total mercado externo 897 832 8

Total geral 2.808 2.711 4

Volume de Vendas Mercado Interno - 2005

(1.911 mil barris/dia)

35% Diesel

15% Gasolina

4% QAV

GLP 11%

Gás Natural 12%

Nafta 8%

Outros 10%

Óleo combustível 5%


4.390

1.855

1.572

6.447

5.4001.939

1.909

4.359

Estoques - Consolidado - 31.12.2005

(R$ milhões)

Matéria-Prima

Derivados

Suprimentos para manutenção

Outros

7. Contas Petróleo e Álcool

R$ Milhões

2005 2004

Saldo Inicial 749 689

Ressarcimentos à PETROBRAS - 4

Encargos de mútuo 21 14

Liquidação parcial - (8)

Regularizações – GTI* - 50

Saldo Final 770 749

(*) Grupo de Trabalho de Auditoria Governamental

Conforme definido na Lei nº 10.742, de 06 de outubro de 2003, o encontro de contas com a União deveria ter

ocorrido até 30 de junho de 2004. A PETROBRAS está, em articulação com o Ministério de Minas e Energia –

MME, buscando equalizar as divergências ainda existentes com a Secretaria do Tesouro Nacional – STN, visando

concluir a operação, de acordo com o previsto na Medida Provisória nº 2.181-45, de 24 de agosto de 2001.

Estoques - Consolidado - 31.12.2004

(R$ milhões)

Matéria-Prima

Derivados

Suprimentos para manutenção

Outros

6. Estoques

Os estoques consolidados de petróleo, derivados, matérias-primas e álcoois, atingiram o montante de

R$ 13.607 milhões em 31.12.2005, 5% inferiores aos de 31 de dezembro de 2004, enquanto na Controladora

houve uma redução de 11%.


R$ Milhões

CONSOLIDADO

31.12.2005 31.12.2004

Ativo

Circulante 17.531 18.765

Disponibilidades 4.658 9.843

Outros ativos circulantes 12.873 8.922

Realizável a longo prazo 3.009 2.499

Permanente 29.097 25.747

Investimentos (272) 145

Imobilizado 28.777 24.806

Outros ativos permanentes 592 796

Total do Ativo 49.637 47.011

Passivo

Circulante 15.141 13.874

Financiamentos 7.393 7.560

Fornecedores 4.583 3.587

Outros passivos circulantes 3.165 2.727

Exigível a longo prazo 30.082 37.000

Financiamentos 28.498 35.177

Outros exigíveis a longo prazo 1.584 1.823

Total do Passivo 45.223 50.874

Ativo Líquido em Reais 4.414 (3.863)

(+) Fundos de Investimentos Financeiros - Cambial 11.469 8.349

(-) Empréstimos FINAME - em reais indexado ao dólar 627 870

Ativo Líquido em Reais 15.256 3.616

Ativo Líquido em Dólares (5) 6.518 1.362

(5) Considera a conversão do valor em reais pela taxa de dólar de venda do dia do encerramento do exercício (2005 - R$ 2,3407 e 2004 - R$ 2,6544).

5.1. Exposição cambial

A exposição cambial do Sistema PETROBRAS é mensurada conforme quadro a seguir:


9. Endividamento

Em 31 de dezembro de 2005, o endividamento, referente a empréstimos e financiamentos no país e no exterior,

atingiu o total de R$ 48.242 milhões no Consolidado, conforme demonstrado a seguir:

R$ Milhões

CONSOLIDADO

DETALHES 2005 2004

Curto Prazo:

Financiamento 10.503 8.805

Leasing 613 770

Subtotal 11.116 9.575

Longo Prazo:

Financiamento 34.439 42.977

Leasing 2.687 3.251

Subtotal 37.126 46.228

Endividamento total 48.242 55.803

(-) Disponibilidades (23.417) (19.987)

Endividamento líquido 24.825 35.816

O endividamento líquido do Sistema PETROBRAS, em 31.12.2005, alcançou R$ 24.825 milhões, com redução

de 31% em relação a 31.12.2004. A apreciação do real frente ao dólar vem contribuindo para a redução do

endividamento. Podemos mencionar também a melhora do nível de endividamento, medido através do índice da

Dívida Líquida/EBITDA que reduziu de 0,97, em 31.12.2004, para 0,52, em 31.12.2005. A estrutura de capital

está representada por 52% de participação de capitais de terceiros em 31 de dezembro de 2005, com redução

de 6 pontos percentuais se comparada a 31 de dezembro de 2004.

10. Valor Adicionado

No exercício de 2005, o Sistema PETROBRAS gerou recursos no montante de R$ 115.311 milhões (R$ 95.404

milhões em 2004), em termos de valor adicionado, que foram distribuídos às partes interessadas da seguinte forma:


O saldo da conta poderá ser pago através da emissão de títulos do Tesouro Nacional, de valor igual ao saldo

final do encontro de contas ou com outros montantes que a PETROBRAS porventura estiver devendo ao Governo

Federal, inclusive os relativos a tributos ou uma combinação das opções anteriores.

8. Investimentos

No País, a PETROBRAS investiu, prioritariamente, no desenvolvimento de sua capacidade de produção de petróleo e

gás natural, através de investimentos próprios e através da estruturação de empreendimentos com parceiros. No

exercício de 2005, os investimentos consolidados totais alcançaram R$ 25.710 milhões (R$ 22.549 milhões em 2004).

Dos investimentos próprios realizados no País pelo Sistema PETROBRAS em 2005, 54% destinaram-se às

atividades de exploração e desenvolvimento da produção, sendo que somente na Bacia de Campos, foram

investidos R$ 4.886 milhões.

Os principais investimentos realizados em 2005 no segmento de Exploração e Produção foram nos campos de Marlim

Sul (R$ 764 milhões), Roncador (R$ 579 milhões), Albacora Leste (R$ 745 milhões), Jubarte/Cachalote (R$ 234 milhões),

Marlim Leste (R$ 82 milhões) e no campo de Barracuda/Caratinga (R$ 138 milhões), situados na Bacia de Campos.

13.934

12.441

3.9073.286

Exploração eprodução

14.000

13.000

12.000

11.000

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Investimentos consolidados

(R$ milhões)

625

1.527

2.3313.153

1.223495 624532 775

2.385

454311 16987

Abastecimento Gás e Energia Internacional Distribuição Corporativa Sociedades de Propósito

Específico(SPEs)

Empreendi-mentos emNegociação

ProjetosEstruturados

JAN/DEZ - 2005 JAN/DEZ - 2004


24.748

21%

estatutária e R$ 14.169 milhões de reserva de retenção de lucros; e o saldo da reserva de correção monetária do

capital realizado, no montante de R$ 339 milhões, aumentando o capital de R$ 32.896 milhões para R$ 48.248

milhões, sem modificação do número de ações emitidas.

b. Retenção de lucros

Na proposta de destinação do resultado do exercício findo em 31.12.2005, está prevista uma retenção de lucros,

em Reserva de Retenção de Lucros, no montante de R$ 15.104 milhões, sendo a parcela de R$ 15.095 milhões

proveniente do lucro líquido do exercício e R$ 9 milhões saldo remanescente de lucros acumulados, que se

destina a atender parcialmente o programa anual de investimentos estabelecido no Orçamento de Capital do

exercício de 2006, a ser deliberado em Assembléia Geral de Acionistas em 03.04.2006.

c. Remuneração aos Acionistas

O Conselho de Administração da PETROBRAS, com base em disposições estatutárias, propôs à Assembléia Geral

Ordinária do dia 03.04.2006, a distribuição de dividendo relativo ao exercício de 2005, no montante de

R$ 7.018 milhões, correspondendo a 31,8% do lucro básico para fins de dividendo, equivalente a R$ 1,60 por

ação ordinária e preferencial, indistintamente, indicando um dividend yield, respectivamente, de 3,9% e 4,3%

(4,3% e 4,7%, em 2004).

VALOR POR AÇÃO

DIVIDENDOS DELIBERADOS PELA ASSEMBLÉIA GERAL ORDINÁRIA ON E PN R$ MILHÕES

Juros sobre Capital Próprio - Aprovado pelo Conselho de Administração em 0,50 2.193

17.06.2005

Juros sobre Capital Próprio - Aprovado pelo Conselho de Administração em 16.12.2005. 0,50 2.193

Juros sobre o Capital Próprio - Aprovado pelo Conselho de Administração em 17.02.2006. 0,25 1.097

Dividendos - Aprovado pelo Conselho de Administração em 17.02.2006. 0,35 1.535

TOTAL DE DIVIDENDOS 1,60 7.018

Aos dividendos propostos estão sendo imputados juros sobre o capital próprio no montante de R$ 5.483 milhões

(R$ 1,25 por ação), sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte de 15%, exceto para os acionistas imunes

e isentos, sendo que em 05.01.2006 a companhia efetuou o pagamento de antecipação dos Juros sobre o Capital

Próprio (R$ 2.193 milhões) aos detentores de ações ordinárias e preferenciais na data base de 30.06.2005.

Os dividendos, compreendendo os juros sobre o capital próprio, terão os seus valores atualizados monetariamente,

a partir de 31 de dezembro de 2005 até a data de início do pagamento, de acordo com a variação da taxa SELIC.


Valor Adicionado distribuído em 2005

(R$ milhões)

63.810

56%

17.110

15%

9.643

8%

Entidades governamentais

Acionistas

Instituições financeiras e fornecedores

Pessoal

Valor Adicionado distribuído em 2004

(R$ milhões)

56.015

59%

13.303

14%

18.570

19%

7.516

8%

Entidades governamentais

Acionistas

Instituições financeiras e fornecedores

Pessoal

R$ 115.311 milhões

R$ 95.404 milhões

11. Patrimônio Líquido e Dividendo

a. Capital

A Assembléia Geral Extraordinária, realizada em 22.07.2005 deliberou e aprovou o desdobramento das ações

representativas do capital social em 300%, resultando na distribuição gratuita de 3 (três) ações novas da mesma

espécie para cada 1 (uma) com base na posição acionária de 31.08.2005. Desta forma, o capital social no

montante de R$ 33.235 milhões, a partir de 01.09.2005, foi dividido em 4.386 milhões de ações sem valor

nominal, sendo 2.537 milhões de ações ordinárias e 1.849 milhões de ações preferenciais e a relação entre os

American Depositary Receipts (ADR) e as ações correspondentes de cada espécie foi alterada da atual “uma ação

por um ADR” para “quatro ações por um ADR”.

Está sendo proposta à Assembléia Geral Extraordinária de 03.04.2006, a incorporação ao capital das seguintes

reservas: parte das reservas de lucros, no montante de R$ 15.013 milhões, sendo R$ 844 milhões de reserva


P E T R O B R A S A n Á l i s e F i n a n c e i r a e D e m o n s t r a ç õ e s c o n t á b e i s 2 0 0 5 19

demonstraçõescontábeis

demonstrações contábeis

Aos Administradores e Acionistas da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS

1. Examinamos os balanços patrimoniais da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS e os balanços patrimoniais

consolidados da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS e suas subsidiárias, controladas, controladas em

conjunto e sociedades de propósito específico levantados em 31 de dezembro de 2005 e 2004, e as

respectivas demonstrações dos resultados, das mutações do patrimônio líquido e das origens e aplicações de

recursos correspondentes aos exercícios findos naquelas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua

Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis.

2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil e

compreenderam: (a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de

transações e os sistemas contábil e de controles internos da Companhia, (b) a constatação, com base em testes,

das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação

das práticas e estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem

como da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

3. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas representam adequadamente, em todos os

aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS e a posição

patrimonial e financeira consolidada da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS e suas subsidiárias,

controladas, controladas em conjunto e sociedades de propósito específico em 31 de dezembro de 2005 e

2004, os resultados de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido e as origens e aplicações de seus

recursos referentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

4. Nossos exames foram conduzidos com o objetivo de expressarmos uma opinião sobre as demonstrações

contábeis referidas no primeiro parágrafo. As demonstrações do balanço social (consolidado), do fluxo de caixa

(controladora e consolidado), do valor adicionado (controladora e consolidado) e da segmentação de negócios

(consolidado) foram preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e estão sendo

apresentadas para propiciar informações contábeis adicionais sobre a Companhia, apesar de não serem

requeridas como parte das demonstrações contábeis. Estas demonstrações foram submetidas aos procedimentos

de auditoria descritos no segundo parágrafo e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas em todos

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

5. Conforme mencionado na Nota 1, a partir de 1º de janeiro de 2005, em atendimento à Instrução CVM 408 de

18 de agosto de 2004, a Companhia passou a incluir nas demonstrações contábeis consolidadas as Sociedades

de Propósitos Específicos – SPEs. Objetivando manter a comparabilidade das demonstrações contábeis, o

exercício de 2004 foi ajustado para incluir também tais SPEs nas demonstrações contábeis consolidadas.

Rio de Janeiro, 17 de fevereiro de 2006

ERNST & YOUNG Auditores Independentes S/A

CRC – 2SP 015.199/O-6 – F - RJ

Parecer dos Auditores Independentes

CONTADOR Paulo José Machado

CRC – 1RJ 061.469/O-4


CONSOLIDADO CONTROLADORA

PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2005 2004 2005 2004

Circulante

Financiamentos (Nota 13) 8.589.629 8.219.855 1.499.012 1.144.973

Juros sobre financiamentos (Nota 13) 1.913.369 585.374 156.709 165.265

Fornecedores 8.976.359 9.054.723 24.865.115 26.949.707

Impostos. contribuições e participações (Nota 16b) 8.931.341 7.854.014 7.292.508 6.583.563

Dividendos propostos (Nota 19c) 7.165.878 5.141.363 7.017.843 5.044.074

Projetos estruturados (Nota 9d) 28.135 64.106 2.421.806 4.652.469

Provisão para plano de pensão (Nota 17c) 482.942 441.374 461.848 414.865

Salários. férias e encargos 1.196.281 873.561 978.222 653.812

Provisão para contingência (Nota 20a) 167.645 339.612 167.645 333.111

Adiantamento de clientes 1.626.854 780.028 1.054.783 381.719

Outras contas e despesas a pagar 3.281.717 3.371.877 1.780.189 1.613.792

42.360.150 36.725.887 47.695.680 47.937.350

Exigível a longo prazo

Financiamentos (Nota 13) 34.439.489 42.976.885 6.408.872 8.589.120

Subsidiárias. controladas e coligadas (Nota 5b) 39.954 276.328 1.925.046 3.420.119

Impostos e contribuição social diferidos (Nota 16c) 8.461.721 7.474.135 6.270.290 5.263.660

Provisão para plano de pensão (Nota 17c) 1.898.360 696.273 1.749.036 601.347

Provisão para plano de saúde (Nota 17c) 7.030.939 5.673.650 6.477.127 5.214.410

Provisão para contingência (Nota 20a) 614.568 632.721 225.251 220.721

Outras contas e despesas a pagar 3.228.563 2.766.832 2.558.578 2.135.582

55.713.594 60.496.824 25.614.200 25.444.959

Resultado de exercícios futuros 483.274 502.171

Participação dos acionistas não controladores 6.178.854 4.811.315

Patrimônio líquido (Nota 19)

Capital realizado 33.235.445 33.235.445 33.235.445 33.235.445

Reservas de capital 372.064 354.673 372.064 354.673

Reserva de reavaliação 60.120 69.094 60.120 69.094

Reservas de lucros 45.117.607 28.470.957 47.035.637 30.594.424

78.785.236 62.130.169 80.703.266 64.253.636

Total do passivo e patrimônio líquido 183.521.108 164.666.366 154.013.146 137.635.945


Balanço PatrimonialExercícios findos em 31 de dezembro de 2005 e de 2004

(Em milhares de reais)


ATIVO 2005 2004 2005 2004

Circulante

Disponibilidades (Nota 3) 23.417.040 19.986.848 17.481.555 11.580.288

Depósitos vinculados 85.229 217.748

Contas a receber. líquidas (Nota 4) 14.148.064 10.977.519 10.676.578 7.421.319

Dividendos a receber (Nota 5a) 41.907 48.625 945.676 440.240

Estoques (Nota 6) 13.606.679 14.263.518 10.337.565 11.555.627

Impostos. contribuições e participações (Nota 16a) 6.550.997 4.842.714 4.037.175 2.966.007

Despesas antecipadas (Nota 11e) 941.016 490.366 680.787 735.261

Outros ativos circulantes 1.444.258 1.958.862 535.395 744.528

60.235.190 52.786.200 44.694.731 35.443.270

Realizável a longo prazo

Contas a receber. líquidas (Nota 4) 1.587.771 1.914.788 28.151.479 35.220.122

Conta petróleo e álcool - STN (Nota 7) 769.524 748.788 769.524 748.788

Títulos e valores mobiliários (Nota 8) 618.091 858.873 7.601 4.840

Projetos estruturados (Nota 9a) 569.030 1.830.257

Adiantamentos a fornecedores 684.235 958.692 684.235 958.692

Depósitos judiciais (Nota 10) 1.818.185 1.815.104 1.443.834 1.068.657

Investimentos em empresas privatizáveis (Nota 11d) 3.454 331.589 1.475 1.476

Despesas antecipadas (Nota 12e) 1.362.800 1.513.045 1.060.967 1.076.077

Adiantamento para plano de pensão (Nota 17a) 1.205.358 1.217.612 1.205.358 1.217.612

Impostos e contribuição social diferidos (Nota 16c) 4.337.361 4.148.685 2.333.641 2.030.268

Empréstimos compulsórios ELETROBRAS 117.811 117.488 117.811 117.488

Estoques (Nota 6) 492.777 265.296 492.777 265.296

Outros ativos realizáveis a longo prazo 1.104.861 1.018.548 763.816 588.090

14.102.228 14.908.508 37.601.550 45.127.663

Permanente

Investimentos (Nota 11b) 2.280.702 2.078.758 20.366.625 14.048.878

Imobilizado (Nota 12) 105.429.354 93.323.224 50.772.065 42.582.076

Diferido 1.473.634 1.569.676 578.175 434.058

109.183.690 96.971.658 71.716.865 57.065.012

Total do ativo 183.521.108 164.666.366 154.013.146 137.635.94

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis



Demonstração do ResultadoExercícios findos em 31 de dezembro de 2005 e de 2004

(Em milhares de reais, exceto lucro por ação do capital integralizado)



2005 2004 2005 2004

Receita operacional brutaVendas

Produtos 177.595.324 149.973.540 143.276.549 119.709.723

Serviços. principalmente fretes 1.469.960 466.619 389.181 315.004

179.065.284 150.440.159 143.665.730 120.024.727

Encargos de vendas (42.460.206) (39.312.400) (37.843.204) (34.450.292)

Receita operacional líquida 136.605.078 111.127.759 105.822.526 85.574.435

Custo dos produtos e serviços vendidos (77.107.946) (65.069.329) (57.512.113) (48.607.576)

Lucro bruto 59.497.132 46.058.430 48.310.413 36.966.859

Despesas operacionaisVendas (5.477.419) (4.751.890) (4.195.157) (2.858.630)

Financeiras (Nota 14)

Despesas (4.564.773) (5.180.059) (2.242.658) (2.252.841)

Receitas 1.351.410 1.276.134 2.369.097 1.611.385

Variações monetárias e cambiais, líquidas (Nota 14) 370.536 583.346 (1.187.233) 77.243

Gerais e administrativas

Honorários da Diretoria e do Conselho de Administração (28.845) (26.390) (4.089) (3.214)

De administração (5.401.953) (4.117.811) (3.449.664) (2.596.338)

Tributárias (895.208) (1.255.033) (443.415) (807.547)

Despesas com pesquisas e desenvolvimento tecnológico (934.600) (695.650) (932.627) (688.562)

Perda na recuperação de ativos (126.032) (55.205) (49.368) (55.205)

Custos exploratórios para extração de petróleo e gás (2.222.792) (1.682.664) (1.876.411) (1.164.741)

Despesas com benefícios (Nota 17e) (2.011.016) (1.320.929) (1.888.903) (1.240.026)

Outras despesas operacionais, líquidas (Nota 15) (2.626.419) (2.222.718) (2.692.062) (2.804.865)

(22.567.111) (19.448.869) (16.592.490) (12.783.341)

Participações em subsidiárias e coligadas Resultado de participações em

investimentos relevantes (Nota 11b) (250.124) (144.661) 1.782.023 1.349.879

Lucro operacional 36.679.897 26.464.900 33.499.946 25.533.397

Despesas não-operacionais (124.531) (207.309) (199.982) (227.772)

Lucro antes da contribuição social, do imposto de renda, das participações dos empregados e administradores e da participação minoritária 36.555.366 26.257.591 33.299.964 25.305.625

Contribuição social (Nota 16e) (2.845.244) (1.940.903) (2.466.083) (1.830.978)

Imposto de renda (Nota 16e) (7.956.912) (4.962.966) (6.537.799) (5.060.476)

Lucro antes das participações dos empregados e administradores e da participação minoritária 25.753.210 19.353.722 24.296.082 18.414.171

Participações dos empregados

e administradores (Nota 18) (1.005.564) (783.224) (846.000) (660.000)

Lucro antes da participação minoritária 24.747.646 18.570.498 23.450.082 17.754.171

Participação dos acionistas não controladores (1.022.923) (1.683.100)

Lucro líquido do exercício 23.724.723 16.887.398 23.450.082 17.754.171

Lucro líquido por ação do capital integralizado no fim do exercício – R$ 5,41 15,40 5,35 16,19

Lucro líquido por ação após o desdobramento, para fins de comparação – R$ 5,41 3,85 5,35 4,05

CONSOLIDADO CONTROLADORA2005 2004 2005 2004

Origens dos recursosDas operações sociais:Lucro líquido do exercício 23.724.723 16.887.398 23.450.082 17.754.171


Resultado de participações em investimentos relevantes 158.529 129.761 (1.816.395) (1.345.357)

Ágio/deságio - amortização 91.595 14.900 34.372 (4.522)

Dividendos 172.977 202.545 990.935 546.885

Depreciação e amortização 8.034.716 6.868.355 3.739.373 3.807.002

Operações com subsidiárias, controladas e coligadas 3.277.858 (13.248.121)

Variações monetárias e cambiais

alocadas no ativo permanente 3.999.654 1.774.139

Valor residual de bens baixados do ativo permanente 2.411.575 2.734.006 1.106.798 1.097.034

Resultado de alienação de navios e equipamentos (6.453) (40.168)

Variações monetárias, cambiais e rendimentos líquido

de créditos e obrigações de longo prazo (4.083.087) (2.015.160) (768.921) 127.926

Complemento de planos de benefícios e outras provisões 3.306.932 2.555.545 2.928.199 2.195.396

Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos 1.983.578 1.733.745 491.471 821.126

Outras origens 19.167 (70.291)

40.824.117 32.568.334 33.446.486 11.641.081

De outras fontes:Financiamentos 5.747.298 4.573.214 373.199 369.624

Créditos e subvenções para investimentos 17.391 14.808 17.391 14.808

Receita na alienação de ativos 506.187 2.516.454 2.488.610 2.662.895

6.270.876 7.104.476 2.879.200 3.047.327

Total da origens de recursos 47.094.993 39.672.810 36.325.686 14.688.408

Aplicações de recursosAumento no saldo da conta petróleo e álcool – STN 18.727 46.252 46.252

Investimentos 910.167 3.041.246 1.214.962

Aquisição de participação de acionistas não controladores 45.349

Gastos em exploração e desenvolvimento

da produção de óleo e gás 11.385.451 10.222.766 5.041.315 5.813.253

Outros imobilizados 15.186.497 10.385.981 7.677.517 7.094.042

Diferido 360.839 388.900 204.812 169.453

Operações em subsidiárias, controladas e coligadas

Aumento de empreendimentos em negociação 907.459 615.991

Transferência de financiamentos e

fornecedores para passivo circulante 9.879.227 5.706.659 1.719.940 1.394.149

Redução de outras contas do exigível a longo prazo 913.592 1.093.189 582.606 1.273.477

Aumento de outras contas do realizável a longo prazo 370.055 811.011 639.817 221.784

Dividendos propostos 7.165.878 5.470.124 7.017.843 5.044.074

Total das aplicações de recursos 45.280.266 35.080.398 26.832.555 22.887.437

Ingresso de capital circulante líquido de controlada

da incorporada e do ajuste de exercícios anteriores 409.810

Aumento (redução) no capital circulante 1.814.727 4.182.602 9.493.131 (8.199.029)

Variação do capital circulanteAtivo circulante:

No fim do exercício 60.235.190 52.786.200 44.694.731 35.443.270

No início do exercício 52.786.200 56.041.522 35.443.270 39.246.621

7.448.990 (3.255.322) 9.251.461 (3.803.351)

Passivo circulante:No fim do exercício 42.360.150 36.725.887 47.695.680 47.937.350

No início do exercício 36.725.887 44.163.811 47.937.350 43.541.672

5.634.263 (7.437.924) (241.670) 4.395.678

Aumento (redução) do capital circulante 1.814.727 4.182.602 9.493.131 (8.199.029)

Demonstração das Origens e Aplicações de RecursosExercícios findos em 31 de dezembro de 2005 e de 2004





Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido (da Controladora)Exercícios findos em 31 de dezembro de 2005 e de 2004


CAPITAL REALIZADO RESERVAS DE CAPITAL RESERVAS DE LUCROS TOTAL DO

CAPITAL SUBSCRITO CORREÇÃO SUBVENÇÕES INCENTIVOS RETENÇÃO PATRIMÔNIO

E INTEGRALIZADO MONETÁRIA AFRMM FISCAIS LEGAL ESTATUTÁRIA DE LUCROS LÍQUIDO

Em 31 de dezembro de 2003 19.862.634 339.307 126.099 213.766 72.029 3.147.702 679.159 27.078.876 51.519.572

Aumento de capital em 29 de março de 2004 13.033.504 (13.033.504)

Outras mutações (2) (2)

Recursos provenientes do AFRMM 14.808 14.808

Constituição de reservas 9.161 9.161

Realização de reservas (12.096) 12.096

Lucro líquido do exercício 17.754.171 17.754.171

Apropriações do lucro líquido em reservas 887.708 164.480 11.657.907 (12.710.095)

Retenção de lucros 12.096 (12.096)

Dividendos propostos (Nota 19c) (5.044.074) (5.044.074)

Em 31 de dezembro de 2004 32.896.138 339.307 140.907 213.766 69.094 4.035.410 843.639 25.715.375 64.253.636

Recursos provenientes do AFRMM 17.391 17.391

Realização de reservas (8.974) 8.974

Lucro líquido do exercício 23.450.082 23.450.082

Apropriações do lucro líquido em reservas 1.172.504 164.480 15.095.255 (16.432.239)

Retenção de lucros 8.974 (8.974)

Dividendos propostos (Nota 19c) (7.017.843) (7.017.843)

32.896.138 339.307 158.298 213.766 5.207.914 1.008.119 40.819.604

Em 31 de dezembro de 2005 33.235.445 372.064 60.120 47.035.637 80.703.266


RESERVA DE

REAVALIAÇÃO

LUCROS

ACUMULADOS



CONSOLIDADO CONTROLADORA2005 2004 2005 2004

Atividade operacionalLucro líquido do exercício 23.724.723 16.887.398 23.450.082 17.754.171

Ajustes:Resultado de participações

em investimentos relevantes 158.529 129.761 (1.816.395) (1.345.357)

Ágio/deságio – amortizações 91.595 14.900 34.372 (4.522)


Depreciação e amortização 8.034.718 6.868.355 3.739.373 3.807.002

Valor líquido de bens alienados ou baixados 2.411.575 2.734.006 1.106.799 1.097.034

Variações monetárias, cambiais e

encargos financeiros sobre

financiamentos e operações de mútuo (1.477.086) (38.854) (807.987) 1.162.956

Variação cambial alocada no ativo permanente 3.999.654 1.774.139

Imposto de renda e contribuição

social diferidos, líquidos 889.869 974.289 422.392 1.692.288

Variação de contas a receber (2.256.555) (3.666.142) (2.200.799) (960.641)

Variação de estoques 429.358 (4.129.463) 990.581 (3.100.484)

Variação da conta petróleo e álcool – STN (20.736) (59.428) (20.736) (59.428)

Variação de outros ativos (1.308.871) 2.665.551 (113.810) (677.522)

Variação de fornecedores (248.122) 2.295.631 (381.943) 1.150.391

Variação de impostos, taxas e contribuições 1.239.008 522.726 92.010 (669.440)

Variação de obrigações com projetos estruturados 22.057 2.879.208

Variação de outros passivos 247.907 (2.416.118) 3.056.687 (1.064.773)

Variação de operações de curto prazo com

empresas subsidiárias, controladas e coligadas:

Contas a receber 508.889 (762.531) (934.994) (1.020.593)

Contas a pagar (236.374) (2.550.692) (1.451.454) 333.250

Operação com fornecimento de

petróleo e derivados – exterior (961.720) 4.800.933

Efeito no caixa proveniente da

incorporação de controladas/coligadas 32 226.953

Recursos líquidos provenientes da atividade operacional 37.211.236 23.153.581 24.224.515 25.774.473

Atividade de financiamentoFinanciamentos e operações de mútuo, líquido (5.603.269) (2.566.464) 2.531.278 (14.850.768)

Dividendos pagos a acionistas (5.151.844) (5.470.124) (4.829.762) (5.424.070)

Recursos líquidos utilizados na atividade de financiamento (10.755.113) (8.036.588) (2.298.484) (20.274.838)

Atividade de investimentoInvestimentos em exploração e

produção de petróleo e gás (16.062.141) (14.970.425) (9.895.016) (9.126.349)

Investimentos em refino e transporte (3.444.969) (4.892.628) (4.403.980) (3.844.686)

Investimento em gás e energia (1.732.046) (920.917) (850.353) (507.824)

Investimento em distribuição (528.089) (993.809)

Outros investimentos (1.388.741) (1.063.673) (815.542) (812.850)

Dividendos recebidos 130.255 133.876 531.224 560.317

Empreendimentos em negociação (591.097) (411.334)

Recursos líquidos utilizados na atividade de investimento (23.025.731) (22.707.576) (16.024.764) (14.142.726)

Variação líquida no exercício 3.430.192 (7.590.583) 5.901.267 (8.643.091)

Disponibilidades no início do exercício 19.986.848 27.577.431 11.580.288 20.223.379

Disponibilidades no fim do exercício 23.417.040 19.986.848 17.481.555 11.580.288

Demonstração do Fluxo de CaixaExercícios findos em 31 de dezembro de 2005 e de 2004



INFORMAÇÕES ADICIONAIS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

Demonstração do Valor AdicionadoExercícios findos em 31 de dezembro de 2005 e de 2004



2005 2004 2005 2004

ReceitasVendas de produtos e serviços

e resultados não-operacionais 179.660.812 150.821.726 144.107.488 120.325.296

Provisão para créditos de

liquidação duvidosa – constituição (269.324) (183.247) (120.835) 15.819

179.391.488 150.638.479 143.986.653 120.341.115

Insumos adquiridos de terceirosMatérias-primas consumidas (4.003.598) (4.822.986) (11.963.673) (14.427.689)

Custo das mercadorias – revenda (29.035.164) (30.177.437) (6.960.946) (7.660.105)

Materiais, energia, serviços

de terceiros e outros (23.595.126) (14.641.987) (20.080.629) (12.432.371)

(56.633.888) (49.642.410) (39.005.248) (34.520.165)

Valor adicionado bruto 122.757.600 100.996.069 104.981.405 85.820.950

RetençõesDepreciação e amortização (8.034.718) (6.868.355) (3.739.373) (3.807.002)

Valor adicionado líquido produzido pela Companhia 114.722.882 94.127.714 101.242.032 82.013.948

Valor adicionado recebido em transferênciaResultado de participações

em investimentos relevantes (158.528) (129.761) 1.816.395 1.345.357

Receitas financeiras – inclui

variações monetária e cambial 238.999 1.044.794 1.923.310 1.531.550

Amortização de ágios e deságios (91.595) (14.900) (34.372) 4.522

Aluguéis e royaltes 598.002 376.680 400.689 376.680

586.878 1.276.813 4.106.022 3.258.109

Valor Adicionado a Distribuir 115.309.760 95.404.527 105.348.054 85.272.057

Distribuição do valor adicionadoPessoalSalários. vantagens e encargos 5.186.123 5% 4.655.154 4% 3.316.397 3% 2.882.511 3%

Honorários da diretoria e

conselho de administração 27.864 0% 18.838 0% 4.089 0% 3.214 0%

Participações dos

empregados nos lucros 1.005.744 1% 773.840 1% 846.000 1% 660.000 1%

Plano de aposentadoria e pensão 1.737.771 2% 625.852 1% 1.646.521 1% 625.852 1%

Plano de saúde 1.685.295 1% 1.442.303 2% 1.685.296 2% 1.442.303 2%

9.642.797 9% 7.515.987 8% 7.498.303 7% 5.613.880 7%

TributosImpostos, taxas e contribuições 48.833.887 42% 43.630.123 46% 48.044.789 46% 41.911.641 49%

Imposto de renda e

contribuição social diferidos 501.637 0% 1.058.297 1% 422.392 0% 1.692.288 2%

Participações governamentais 14.473.550 13% 11.326.516 12% 13.754.210 13% 10.823.792 13%

63.809.074 55% 56.014.936 59% 62.221.391 59% 54.427.721 64%

Instituições financeiras e fornecedoresJuros, variações cambiais e monetárias 4.915.429 4% 4.462.469 5% 2.984.104 3% 2.095.763 2%

Despesas de aluguéis e afretamento 12.194.816 11% 8.840.636 9% 9.194.174 9% 5.380.522 6%

17.110.245 15% 13.303.105 14% 12.178.278 12% 7.476.285 8%

AcionistasJuros sobre capital próprio e dividendos 7.050.642 6% 5.044.909 5% 7.017.843 7% 5.044.074 6%

Participação de acionista

não controladores 1.022.923 1% 1.683.100 2% 0% 0%

Lucros retidos 16.674.079 14% 11.842.490 12% 16.432.239 15% 12.710.097 15%

24.747.644 21% 18.570.499 19% 23.450.082 22% 17.754.171 21%

Valor adicionado distribuído 115.309.760 100% 95.404.527 100% 105.348.054 100% 85.272.057 100%





2005 2005

E&P ABASTECIMENTO GÁS E ENERGIA DISTRIBUIÇÃO INTERNACIONAL CORPORATIVO ELIMINAÇÃO TOTAL

Ativo 68.310.263 40.439.192 21.404.260 8.815.638 21.025.682 39.018.298 (15.492.225) 183.521.108

Circulante 7.527.760 20.766.479 4.677.400 4.865.430 6.289.824 23.181.048 (7.072.751) 60.235.190

Caixa / aplicações financeiras 1.639.752 1.458.488 1.960.420 371.475 1.498.639 16.488.266 23.417.040

Outros ativos circulantes 5.888.008 19.307.991 2.716.980 4.493.955 4.791.185 6.692.782 (7.072.751) 36.818.150

Realizável a longo prazo 3.335.206 1.186.391 2.157.918 1.097.047 776.907 13.623.751 (8.074.992) 14.102.228

Conta petróleo e álcool 769.524 769.524

Títulos valores mobiliários 309.519 4.982 1.552 1.187 300.851 618.091

Outros ativos longo prazo 3.025.687 1.181.409 2.157.918 1.095.495 775.720 12.553.376 (8.074.992) 12.714.613

Permanente 57.447.297 18.486.322 14.568.942 2.853.161 13.958.951 2.213.499 (344.482) 109.183.690

2004 2004


Ativo 60.306.369 37.161.611 19.145.310 8.173.299 21.287.244 42.887.740 (24.295.207) 164.666.366

Circulante 6.516.070 19.564.162 3.603.848 4.610.480 5.751.675 17.464.554 (4.724.589) 52.786.200

Caixa / aplicações financeiras 2.329.607 1.338.456 786.770 304.165 1.387.175 13.840.675 19.986.848

Outros ativos circulantes 4.186.463 18.225.706 2.817.078 4.306.315 4.364.500 3.623.879 (4.724.589) 32.799.352

Realizável a longo prazo 5.031.646 1.639.184 2.329.409 902.740 985.380 23.236.945 (19.216.796) 14.908.508

Conta petróleo e álcool 748.788 748.788

Títulos valores mobiliários 425.131 4.983 485 2.689 12.177 5.648.851 (5.235.443) 858.873

Outros ativos longo prazo 4.606.515 1.634.201 2.328.924 900.051 973.203 16.839.306 (13.981.353) 13.300.847

Permanente 48.758.653 15.958.265 13.212.053 2.660.079 14.550.189 2.186.241 (353.822) 96.971.658

Demonstração da Segmentação de Negócios (Consolidado)Exercícios findos em 31 de dezembro de 2005 e de 2004


As premissas utilizadas na elaboração dessa demonstração estão descritas na Nota 23.

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.






2005 2005


DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

Receita operacional líquida (1) 69.487.768 109.598.661 8.087.995 38.309.062 11.467.758 (100.346.166) 136.605.078

Intersegmentos 65.007.338 30.027.189 2.402.294 544.765 2.364.580 (100.346.166)

Terceiros 4.480.430 79.571.472 5.685.701 37.764.297 9.103.178 136.605.078

Custo dos produtos e serviços vendidos (1) (29.682.023) (97.452.235) (6.446.519) (34.619.857) (7.350.399) 98.443.087 (77.107.946)

Lucro bruto 39.805.745 12.146.426 1.641.476 3.689.205 4.117.359 (1.903.079) 59.497.132

Despesas operacionais (3.285.907) (3.665.151) (2.098.404) (2.451.985) (1.929.686) (6.427.402) 134.251 (19.724.284)

Despesas c/ vendas, gerais e administrativas (872.646) (3.000.164) (1.366.110) (2.314.281) (1.130.581) (2.358.686) 134.251 (10.908.217)

Despesas tributárias (29.729) (79.078) (61.042) (164.245) (128.562) (432.552) (895.208)

Despesas c/ prospecção e perfuração. 1.876.411 (346.381) (2.222.792)

Perda na recuperação de ativos (49.368) (76.664) (126.032)

Despesas com pesquisa e desenv. (371.814) (133.728) (53.314) (1.973) (4.488) (369.283) (934.600)

Plano de pensão e saúde (2.011.016) (2.011.016)

Outras receitas (despesas) operacionais (85.939) (452.181) (617.938) 28.514 (243.010) (1.255.865) (2.626.419)

Lucro (prejuízo) operacional 36.519.838 8.481.275 (456.928) 1.237.220 2.187.673 (6.427.402) (1.768.828) 39.772.848

Despesas financeiras líquidas (1.007.367) 119.387 88.911 20.808 (1.263.286) (793.680) (7.600) (2.842.827)

Resultado da equivalência patrimonial 198.764 (42.175) 99.648 (506.361) (250.124)

Receitas (despesas) não operacionais (97.796) (19.015) (37.544) (8.883) (6.362) 45.069 (124.531)

Lucro (prejuízo) antes dos

impostos e participação minoritária 35.414.675 8.780.411 (447.736) 1.249.145 1.017.673 (7.682.374) (1.776.428) 36.555.366

Imposto de renda e contribuição social (11.732.592) (2.867.501) 87.082 (389.872) (306.649) 3.792.016 615.360 (10.802.156)

Participação dos acionistas não controladores (613.289) (73.635) (236.762) (99.237) (1.022.923)

Participação de empregados (369.743) (283.673) (26.702) (75.589) (45.135) (204.722) (1.005.564)

Lucro líquido (prejuízo) 22.699.051 5.555.602 (624.118) 783.684 566.652 (4.095.080) (1.161.068) 23.724.723

(1) A partir de 2005 as receitas com comercialização de petróleo a terceiros passaram a ser alocadas de acordo com os pontos de expedição da venda, que podem

pertencer às áreas de Exploração e Produção ou de Abastecimento. Até 2004, a comercialização de petróleo era toda alocada à área de Exploração e Produção.

Considerando-se que a metodologia de preços internos de transferência de petróleo é baseada em parâmetros de mercado e que todo petróleo comercializado pela área

de Abastecimento é oriundo de transferências da área de Exploração e Produção, essa adaptação praticamente não produz efeitos no resultado das áreas, resumindo-se

a um aumento na receita operacional líquida intersegmento da área de Exploração e Produção em contrapartida de uma redução na linha de receita operacional líquida

com terceiros, bem como a acréscimos nas linhas de receita operacional líquida com terceiros e no custo dos produtos e serviços vendidos do Abastecimento.








2004 2004


DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

Receita operacional líquida (1) 55.218.709 82.930.659 5.944.447 30.507.700 10.593.577 (74.067.333) 111.127.759

Intersegmentos 47.825.956 22.932.862 1.159.130 508.213 1.641.172 (74.067.333)

Terceiros 7.392.753 59.997.797 4.785.317 29.999.487 8.952.405 111.127.759

Custo dos produtos e serviços vendidos (1) (23.816.539) (75.643.034) (4.605.525) (27.453.831) (6.830.349) 73.279.949 (65.069.329)

Lucro Bruto 31.402.170 7.287.625 1.338.922 3.053.869 3.763.228 (787.384) 46.058.430

Despesas operacionais (2.302.663) (3.683.211) (1.295.378) (2.224.941) (1.825.286) (4.796.811) (16.128.290)

Despesas c/ vendas, gerais e adm. (685.940) (2.888.904) (693.027) (1.817.787) (1.062.181) (1.748.252) (8.896.091)

Despesas tributárias (21.251) (76.690) (60.193) (158.273) (132.838) (805.788) (1.255.033)

Despesas c/ prospecção e perfur. (1.166.987) (515.677) (1.682.664)

Perda na recuperação de ativos (55.205) (55.205)

Despesas com pesquisa e desenv. (305.264) (142.560) (23.221) (7.088) (4.145) (213.372) (695.650)

Plano de pensão e saúde (1.320.929) (1.320.929)

Outras receitas (despesas) operacionais (68.016) (575.057) (518.937) (241.793) (110.445) (708.470) (2.222.718)

Lucro (prejuízo) operacional 29.099.507 3.604.414 43.544 828.928 1.937.942 (4.796.811) (787.384) 29.930.140

Despesas financeiras líquidas (1.000.255) 160.784 360.051 (6.975) (1.239.360) (1.560.178) (34.646) (3.320.579)

Resultado da equivalência patrimonial 190.759 18.311 20.573 (374.304) (144.661)

Receitas (despesas) não operacionais (246.517) 119.264 (9.289) (6.432) (43.821) (20.514) (207.309)

Lucro (prejuízo) antes dos

impostos e participação minoritária 27.852.735 4.075.221 412.617 815.521 675.334 (6.751.807) (822.030) 26.257.591

Imposto de renda e contribuição social (9.361.277) (1.264.724) 280.559 (134.064) 49.854 3.228.979 296.804 (6.903.869)

Participação dos acionistas não controladores (76.213) (41.070) (1.206.385) (359.432) (1.683.100)

Participação de empregados (331.800) (216.022) (3.504) (58.424) (19.041) (154.433) (783.224)

Lucro líquido (prejuízo) 18.083.445 2.553.405 (516.713) 623.033 346.715 (3.677.261) (525.226) 16.887.398

(1) Até 2004, a comercialização de petróleo era toda alocada à área de Exploração e Produção.





Balanço SocialExercícios findos em 31 de dezembro de 2005 e de 2004


1. BASE DE CÁLCULO 2005 2004

Receita líquida (RL)* 136.605.078 111.127.759

Resultado operacional (RO)* 36.679.897 26.464.900

Folha de pagamento bruta (FPB) 6.002.420 5.151.447

2. INDICADORES INTERNOS VALOR % SOBRE FPB % SOBRE RL VALOR % SOBRE FPB % SOBRE RL

Alimentação 358.521 5,97% 0,26% 301.524 5,85% 0,27%

Encargos sociais compulsórios 2.304.676 38,40% 1,69% 2.212.483 42,95% 1,99%

Previdência privada 722.535 12,04% 0,53% 387.175 7,52% 0,35%

Saúde** 1.862.526 31,03% 1,36% 1.376.152 26,71% 1,24%

Segurança e saúde no trabalho 40.754 0,68% 0,03% 43.551 0,85% 0,04%

Educação 82.096 1,37% 0,06% 84.082 1,63% 0,08%

Cultura 19.489 0,32% 0,01% 1.775 0,03% 0,00%

Capacitação e desenvolvimento profissional 311.966 5,20% 0,23% 274.659 5,33% 0,25%

Creches ou auxílio-creche 1.620 0,03% 0,00% 1.570 0,03% 0,00%

Participação nos lucros ou resultados 1.005.744 16,76% 0,74% 783.224 15,20% 0,70%

Outros 59.100 0,98% 0,04% 57.410 1,11% 0,05%

Total - Indicadores sociais internos 6.769.027 112,77% 4,96% 5.523.605 107,22% 4,97%

3. INDICADORES EXTERNOS VALOR % SOBRE RO % SOBRE RL VALOR % SOBRE RO % SOBRE RL

Educação 60.742 0,17% 0,04% 66.118 0,25% 0,06%

Cultura 264.611 0,72% 0,19% 153.147 0,58% 0,14%

Saúde e saneamento 7.620 0,02% 0,01% 7.969 0,03% 0,01%

Esporte 25.774 0,07% 0,02% 34.553 0,13% 0,03%

Combate à fome e segurança alimentar 66.825 0,18% 0,05% 32.904 0,12% 0,03%

Outros*** 48.130 0,13% 0,04% 17.943 0,07% 0,02%

Total das contribuições para a sociedade(i) 473.702 1,29% 0,35% 312.634 1,18% 0,28%

Tributos (excluídos encargos sociais) 69.801.173 190,30% 51,10% 45.254.056 171,00% 40,72%

Total - Indicadores sociais externos 70.274.875 191,59% 51,44% 45.566.690 172,18% 41,00%

4. INDICADORES AMBIENTAIS (I) VALOR % SOBRE RO % SOBRE RL VALOR % SOBRE RO % SOBRE RL

Investimentos relacionados com a

produção/ operação da empresa 1.224.745 3,34% 0,90% 1.515.625 5,73% 1,36%

Investimentos em programas e/ou

projetos externos 44.195 0,12% 0,03% 17.026 0,06% 0,02%

Total dos investimentos em meio ambiente 1.268.940 3,46% 0,93% 1.532.651 5,79% 1,38%

Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” para minimizar resíduos, o consumo em geral na produção/operação e aumentar a eficácia na utilização de recursos ( ) não possui metas ( ) cumpre de 51 a 75% ( X ) não possui metas ( ) cumpre de 51 a 75%naturais, a empresa**** ( ) cumpre de 0 a 50% ( X ) cumpre de 76 a 100% ( ) cumpre de 0 a 50% ( ) cumpre de 76 a 100%


2005

ÁREA INTERNACIONAL E&P ABAST. GÁS E ENERGIA DISTRIB. CORPOR ELIMIN. TOTAL

Ativo 14.632.753 3.292.936 4.208.422 486.924 6.461.454 (8.056.807) 21.025.682

Demonstração do resultado

Receita operacional líquida 5.582.793 5.398.696 2.296.275 2.486.510 50.779 (4.347.295) 11.467.758

Intersegmentos 3.398.644 2.915.113 389.885 8.233 (4.347.295) 2.364.580

Terceiros 2.184.149 2.483.583 1.906.390 2.478.277 50.779 9.103.178

Lucro (prejuízo) operacional 2.175.052 186.639 369.913 (21.245) (574.486) 51.800 2.187.673

Lucro líquido (prejuízo) 655.272 154.373 310.340 (13.557) (580.358) 40.582 566.652

2004

ÁREA INTERNACIONAL E&P ABAST. GÁS E ENERGIA DISTRIB. CORPOR ELIMIN. TOTAL

Ativo 13.575.741 3.338.845 4.231.422 589.042 5.505.939 (5.953.745) 21.287.244

Demonstração do resultado

Receita operacional líquida 4.778.547 5.833.686 2.060.508 2.428.514 47.419 (4.555.097) 10.593.577

Intersegmentos 2.871.676 2.962.487 322.724 39.382 (4.555.097) 1.641.172

Terceiros 1.906.871 2.871.199 1.737.784 2.389.132 47.419 8.952.405

Lucro (prejuízo) operacional 1.576.573 628.135 466.555 (387.623) (383.584) 37.886 1.937.942

Lucro líquido (prejuízo) 340.336 569.039 365.310 (275.859) (691.599) 39.488 346.715





INFORMAÇÕES ADICIONAIS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS INFORMAÇÕES ADICIONAIS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

2005 2004


7. OUTRAS INFORMAÇÕES

1) CNPJ: 33000167/0001-01 - Setor econômico: Indústria / Petróleo, Gás e Energia - UF da sede da empresa: Rio de Janeiro

2) Para esclarecimentos sobre as informações declaradas: Telefone (21) 3224-1009 - E-mail [email protected]

3) Esta empresa não utiliza mão-de-obra infantil ou trabalho escravo, não tem envolvimento com prostituição ou exploração sexual da criança ou

adolescente e não está envolvida com corrupção. (i)

4) Nossa empresa valoriza e respeita a diversidade interna e externamente. (i)

(*) A partir de 1º de janeiro de 2005, as Sociedades de Propósito Específico, cujas atividades operacionais são controladas, direta ou indiretamente,

pela Petrobras, passam a ser incluídas nas demonstrações contábeis consolidadas, conforme determina a Instrução CVM nº. 408/2004. Para facilitar

a comparabilidade, essas Sociedades de Propósito Específico foram incluídas também nas demonstrações contábeis no exercício de 2004.

(**) Devido à uniformidade de critérios na linha de assistência multidisciplinar de saúde – AMS, para efeito de comparabilidade, o ano de 2004 foi

reclassificado para considerar as futuras aposentadorias e a provisão para aposentados.

(***) Do valor de R$48.130, o montante de R$41.983 corresponde ao repasse de recursos ao Fundo para a Infância e Adolescência – FIA.

(****) Relativo ao percentual de cumprimento da meta de redução do consumo de combustíveis nos processos produtivos.

(*****) Refere-se à PETROBRAS Holding.

(******) O número declarado foi estimado a partir de pesquisa, em âmbito nacional, por intranet, em 2004, com auto preenchimento e natureza auto

declaratória . Responderam 33,04% dos empregados da PETROBRAS Holding. O censo, inicialmente previsto para 2005, será realizado em 2006.

(*******) O número de acidentados estatisticamente esperado para 2006 é baseado em uma previsão de 585 milhões de homens-horas de

exposição ao risco e no limite máximo admissível previsto para a Taxa de Freqüência de Acidentados com Afastamento – TFCA.

(********) Os padrões são elaborados por empregados especialistas, discutidos em diversos foros internos e aprovados pelas gerências.

(*********) A Companhia constituiu uma comissão, que conta com a participação da FUP e Petros, com o objetivo de propor alternativas para o

modelo de previdência complementar. Os novos empregados dispõem de um seguro de vida, contratado e custeado pela Companhia, que possui

vigência até que se defina o novo modelo de previdência privada da Companhia.

(**********) O valor refere-se à PETROBRAS Holding. Até o ano de 2004, era informado o número total de manifestações recebidas pelo SAC e, a

partir de 2005, corresponde somente às reclamações e críticas recebidas. Devido à ampliação da atual estrutura de atendimento, é previsto um

aumento no número de manifestações a serem recebidas em 2006 em relação ao ano anterior. Esse fato acarretará no conseqüente aumento no

número absoluto de reclamações e críticas, mas que percentualmente deverá manter-se constante ao valor de 2005.

(i) Não auditado


5. INDICADORES DO CORPO FUNCIONAL (I) 2005 2004

Nº de empregados(as) ao final do período 53.933 52.037

Nº de admissões durante o período ***** 1.806 3.355

Nº de empregados(as) terceirizados(as) ***** 155.267 146.826

Nº de estagiários(as) 560 660

Nº de empregados(as) acima de 45 anos ***** 17.521 15.313

Nº de mulheres que trabalham na empresa ***** 5.116 4.857

% de cargos de chefia ocupados por mulheres ***** 10,70% 9,40%

Nº de negros(as) que trabalham na empresa ****** 2.339 2.339

% de cargos de chefia ocupados por negros(as) ****** 3,10% 3,10%

Nº de portadores(as) de deficiência

ou necessidades especiais ****** 1.298 1.298

6. INFORMAÇÕES RELEVANTES QUANTO

AO EXERCÍCIO DA CIDADANIA EMPRESARIAL 2005 METAS 2006

Relação entre a maior e a

menor remuneração na empresa 42 42

Número total de acidentes de trabalho ******* (i) 516 474

Os projetos sociais e ambientais

desenvolvidos pela empresa foram ( ) direção ( X ) direção e ( ) todos(as) ( ) direção ( X ) direção e ( ) todos(as)

definidos por: (i) gerências empregados(as) gerências empregados(as)

Os padrões de segurança e

salubridade no ambiente de ( X ) direção e ( ) todos(as) ( ) todos(as) ( X ) direção ( ) todos(as) ( ) todos(as)

trabalho foram definidos por:**** (i) gerências empregados(as) + Cipa e gerências empregados(as) + Cipa

Quanto à liberdade sindical, ao

direito de negociação coletiva e à

representação interna dos(as) ( ) não se ( ) segue as ( X ) incentiva e ( ) não se ( ) seguirá as ( X ) incentivará as

trabalhadores(as), a empresa: (i) envolve normas da OIT segue da OIT envolverá normas da OIT segue da OIT

A previdência privada ( ) direção ( ) direção e ( X ) todos(as) ( ) direção ( ) direção e ( X ) todos(as)

contempla: ******** (i) gerências empregados(as) gerências empregados(as)

A participação dos lucros ou ( ) direção ( ) direção e ( X ) todos(as) ( ) direção ( ) direção e ( X ) todos(as)

resultados contempla: (i) gerências empregados(as) gerências empregados(as)

Na seleção dos fornecedores, os

mesmos padrões éticos e de

responsabilidade social e ambiental ( ) não são ( ) são ( X ) são ( ) não serão ( ) serão ( X ) serão

adotados pela empresa: (i) considerados sugeridos exigidos considerados sugeridos exigidos

Quanto à participação de

empregados(as) em programas ( ) não se ( ) apóia ( X ) organiza e ( ) não se ( ) apoiará ( X ) organizará

de trabalho voluntário, a empresa: (i) envolve incentiva envolverá e incentivará

Número total de reclamações e na empresa no Procon na Justiça na empresa no Procon na Justiça

críticas de consumidores(as): ********** (i) 2.434 0 0 4.500 0 0

% de reclamações e críticas atendidas na empresa no Procon na Justiça na empresa no Procon na Justiça

ou solucionadas: ********** (i) 100% - - 100% - -

Valor adicionado consolidado total a distribuir: Em 2005: R$ 115.309.760 Em 2004: R$ 95.404.527

Distribuição do Valor 55% governo 9% colaboradores(as) 59% governo 8% colaboradores(as)

Adicionado Consolidado (DVA):* 7% acionistas 15% terceiros 14% retido 7% acionistas 14% terceiros 12% retido

Balanço SocialExercícios findos em 31 de dezembro de 2005 e de 2004

(Em milhares de reais) – Continuação




PARTICIPAÇÃO NO CAPITAL – %

(Continuação) 2005 2004

SUBSCRITO E SUBSCRITO E

INTEGRALIZADO VOTANTE INTEGRALIZADO VOTANTE

Controladas em conjunto (ii)

TERMOGAÚCHA – Usinas Termoelétricas S.A. 25,00 25,00 25,00 25,00

TERMOSERGIPE S.A. 20,00 20,00 20,00 20,00

TERMOAÇU S.A. 33,90 33,90 39,00 39,00

USINA TERMOELÉTRICA NORTE FLUMINENSE S.A. 10,00 10,00 10,00 10,00

GNL DO NORDESTE LTDA. 50,00 50,00 50,00 50,00

COMPAÑIA MEGA S.A. (i) 34,00 34,00

(i) Empresas sediadas no exterior com demonstrações contábeis elaboradas em moeda do país de origem.

(ii) Empresas com administração compartilhada, consolidadas na proporção das participações no capital social.

(iii) Empresas cujas atividades são controladas pela PETROBRAS de acordo com a Instrução CVM n° 408/2004.

(iv) A partir de 1º de janeiro de 2005, as Sociedades de Propósito Específico – SPE cujas atividades operacionais são controladas, direta ou indiretamente, pela

PETROBRAS, foram incluídas nas demonstrações contábeis consolidadas conforme determina a Instrução CVM nº 408/2004. Objetivando manter a

comparabilidade das demonstrações contábeis, o exercício anterior também foi ajustado para incluir tais SPEs nas demonstrações contábeis consolidadas.

(v) Empresas com participação em controladas em conjunto.

Sociedades de Propósito Específico – SPE (iv)

ALBACORA JAPÃO PETRÓLEO LTDA.

BARRACUDA & CARATINGA HOLDING COMPANY B.V.

CAYMAN CABIUNAS INVESTIMENT CO.

COMPANHIA DE DESENVOLVIMENTO E

MODERNIZAÇÃO DE PLANTAS INDUSTRIAIS - CDMPI

CHARTER DEVELOPMENT LLC – CDC

COMPANHIA LOCADORA DE EQUIPAMENTOS

PETROLÍFEROS S.A. - CLEP

CODAJAS COARI PARTICIPAÇÕES LTDA.

COMPANHIA DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA S.A.

EVM LEASING CORPORATION

GASENE PARTICIPAÇÕES LTDA.

CONSÓRCIO MACAÉ MERCHANT (EL PASO

RIO CLARO LTDA. E EL PASO RIO GRANDE LTDA.)

MANAUS GERAÇÃO TERMELETRICA PARTICIPAÇÕES LTDA.

COMPANHIA PETROLÍFERA MARLIM

NOVA MARLIM PETRÓLEO S.A.

NOVA TRANSPORTADORA DO NORDESTE S.A.

NOVA TRANSPORTADORA DO SUDESTE S.A.

PDET OFFSHORE S.A.

FUNDO DE INVESTIMENTO IMOBILIARIO - FII

BLADE SECURITIES LIMITED

O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde à soma horizontal dos saldos das

contas de ativo, passivo, receitas e despesas, segundo a sua natureza, complementada com as seguintes eliminações:

das participações no capital e reservas mantidas entre elas;

dos saldos de contas correntes e outras, integrantes do ativo e/ou passivo, mantidos entre as empresas;

das parcelas de resultados do exercício, do ativo circulante e do ativo permanente que correspondem a

resultados não realizados economicamente entre as referidas empresas; e

dos efeitos decorrentes das transações significativas realizadas entre as empresas.

O deságio não alocado é apresentado, no Consolidado, como resultados de exercícios futuros.


PARTICIPAÇÃO NO CAPITAL – %

2005 2004

SUBSCRITO E SUBSCRITO E

INTEGRALIZADO VOTANTE INTEGRALIZADO VOTANTE

Subsidiárias e controladas

PETROBRAS QUÍMICA S.A. – PETROQUISA e suas controladas (v) 99,00 99,99 99,00 99,99

PETROBRAS DISTRIBUIDORA S.A. – BR e suas controladas (v) 100,00 100,00 99,99 99,90

BRASPETRO OIL SERVICES COMPANY – BRASOIL

e suas controladas (i) 99,99 99,99 99,99 99,99

BRASPETRO OIL COMPANY – BOC e sua controlada (i) 99,99 99,99 99,99 99,99

PETROBRAS INTERNATIONAL

BRASPETRO B.V. – PIB e suas controladas (v) 78,80 78,80 99,99 99,99

PETROBRAS COMERCIALIZADORA DE ENERGIA LTDA. – PCEL 99,00 99,00 100,00 100,00

PETROBRAS NEGÓCIOS ELETRÔNICOS S.A. – E-PETRO

e sua controlada (v) 99,95 99,95 99,95 99,95

PETROBRAS GÁS S.A. – GASPETRO e suas controladas (v) 99,94 99,94 99,90 99,99

PETROBRAS INTERNATIONAL

FINANCE COMPANY – PIFCo e suas controladas (i) 100,00 100,00 99,99 99,99

PETROBRAS TRANSPORTE S.A. – TRANSPETRO e sua controlada 100,00 100,00 100,00 100,00

DOWNSTREAM PARTICIPAÇÕES LTDA. e sua controlada 99,99 99,99 99,99 99,99

PETROBRAS NETHERLANDS B.V. – PNBV e suas controladas (i) 100,00 100,00 100,00 100,00

UTE NOVA PIRATININGA LTDA. 99,00 99,00 100,00 100,00

FAFEN ENERGIA S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00

5283 PARTICIPAÇÕES LTDA. 100,00 100,00

BAIXADA SANTISTA ENERGIA LTDA. 100,00 100,00

SOCIEDADE FLUMINENSE DE ENERGIA LTDA. – SFE 100,00 100,00

TERMORIO S.A. 100,00 100,00 50,00 50,00

TERMOCEARÁ LTDA. 100,00 100,00

TERMOBAHIA S.A.(iii) 29,00 29,00 29,00 29,00

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

Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis (Consolidadas e da Controladora)Em 31 de dezembro de 2005 e de 2004


1. Princípios de consolidação

As demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2005 e de 2004 foram elaboradas de acordo

com as práticas contábeis adotadas no Brasil e disposições complementares da Comissão de Valores Mobiliários

– CVM, abrangendo as demonstrações contábeis da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS e das seguintes

empresas subsidiárias, controladas, controladas em conjunto e sociedades de propósito específicos:


Conciliação do Balanço Patrimonial Consolidado em 31.12.2004

SALDOS EFEITOS DA SALDOS

DIVULGADOS INSTRUÇÃO AJUSTADOS

ANTERIORMENTE CVM 408/04 "PRÓ-FORMA"

ATIVO

Circulante 51.287.418 1.498.782 52.786.200

Realizável a longo prazo 16.216.740 (1.308.232) 14.908.508

Permanente 79.530.960 17.440.698 96.971.658

147.035.118 17.631.248 164.666.366

PASSIVO

Circulante 33.957.992 2.767.895 36.725.887

Exigível a longo prazo 48.041.147 12.455.677 60.496.824

Resultado de exercícios futuros 502.171 502.171

Participação dos minoritários 2.262.245 2.549.070 4.811.315

Patrimônio líquido 62.271.563 (141.394) 62.130.169

147.035.118 17.631.248 164.666.366

Conciliação de Resultado Consolidado do Exercício Findo 31.12.2004

EFEITOS DA

SALDOS INSTRUÇÃO CVM SALDOS

DIVULGADOS 408/04 E OUTRAS AJUSTADOS

ANTERIORMENTE RECLASSIFICAÇÕES "PRÓ-FORMA"

Vendas brutas 150.403.212 36.947 150.440.159

Encargos de vendas (42.201.733) 2.889.333 (39.312.400)

Vendas líquidas 108.201.479 2.926.280 111.127.759

Custos das vendas (63.100.143) (1.969.186) (65.069.329)

Margem bruta 45.101.336 957.094 46.058.430

Resultado financeiro (2.417.877) (902.702) (3.320.579)

Outras receitas e despesas operacionais (15.429.404) (843.547) (16.272.951)

Resultado operacional 27.254.055 (789.155) 26.464.900

Resultado não operacional (531.125) 323.816 (207.309)

Imposto de renda/contribuição social (7.249.694) 345.825 (6.903.869)

Lucro antes da participação dos minoritários 19.473.236 (119.514) 19.353.722

Participação dos empregados e administradores (783.224) (783.224)

Participação dos minoritários (826.614) (856.486) (1.683.100)

Resultado do exercício 17.863.398 (976.000) 16.887.398

Os efeitos da adoção da Instrução CVM nº 408/2004 estão discriminados a seguir, comparativamente ao ano de

2004 que foram alteradas, para fim de apresentação:

2005 2004

Lucro líquido consolidado antes da CVM nº 408/2004 23.724.723 17.863.398

Lucro líquido das SPE 609.014 977.619

Realização de lucros nos estoques do período anterior 163.246 104.142

Lucro nos estoques (163.246) (104.142)

Gastos com termoelétricas (976.000)

Ajustes e eliminações (609.014) (977.619)

Lucro líquido consolidado após a CVM n° 408/2004 23.724.723 16.887.398


PATRIMÔNIO LUCRO LÍQUIDO

LÍQUIDO DO EXERCÍCIO

2005 2004 2005 2004

Conforme demonstrações contábeis consolidadas

ajustadas pela Instrução CVM 408/2004 78.785.236 62.130.169 23.724.723 16.887.398

Ajuste pela adoção da Instrução CVM 408/2004

Gastos contingenciais com termoelétricas 976.000

Conforme demonstrações contábeis

consolidadas publicadas 78.785.236 62.130.169 23.724.723 17.863.398

Lucro na venda de produtos em estoques

em Subsidiárias e controladas, líquido

de impostos 301.770 186.281 301.770 186.281

Reversão de lucros nos estoques

de exercícios anteriores (186.281) (163.076)

Juros capitalizados 604.191 436.515 167.676 67.601

Absorção (reversão parcial) de passivo

a descoberto de controlada (*) 254.635 655.390 (294.885) (308.047)

Outras eliminações 757.434 845.281 (262.921) 108.014

Conforme demonstrações

contábeis da controladora 80.703.266 64.253.636 23.450.082 17.754.171

(*) De acordo com a Instrução CVM nº 247/96, as perdas que forem consideradas de natureza não permanentes (temporárias) sobre os investimentos

avaliados pelo método da equivalência patrimonial, cujas investidas não apresentem sinais de paralisação ou necessidade de apoio financeiro da

investidora, devem ser limitadas até o valor do investimento da empresa controladora. Portanto, os passivos a descoberto (patrimônio líquido negativo) de

determinadas controladas não influenciaram o resultado e o patrimônio da PETROBRAS nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2005 e 2004,

gerando item de conciliação entre as demonstrações contábeis da Controladora e as demonstrações contábeis consolidadas.

A conciliação do patrimônio líquido e do lucro líquido consolidado com os correspondentes patrimônio

líquido e lucro líquido da Controladora, em 31 de dezembro, é demonstrada como segue:


2. Sumário das principais práticas contábeis

As demonstrações contábeis da controladora e consolidado foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis

adotadas no Brasil, descritas a seguir, em consonância com as disposições da Lei das Sociedades por Ações e

regulamentações emanadas pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

Alguns valores das demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2004 foram reclassificados para

melhor comparabilidade.

(a) Apuração do resultado, ativos e passivos circulantes e a longo prazo

O resultado, apurado pelo regime de competência, inclui: os rendimentos, encargos e variações monetárias ou cambiais

a índices ou taxas oficiais, incidentes sobre ativos e passivos circulantes e a longo prazo, incluindo, quando aplicável, os

efeitos de ajustes de ativos para o valor de mercado ou de realização, bem como a provisão para devedores duvidosos,

constituída em limite considerado suficiente para cobrir possíveis perdas na realização das contas a receber.

(b) Estoques

Os estoques estão demonstrados da seguinte forma:

As matérias-primas compreendem principalmente os estoques de petróleo, que estão demonstrados pelo

valor médio dos custos de importação e de produção, que não excede ao valor de mercado;

Os derivados de petróleo e álcool estão demonstrados ao custo médio de refino ou de compra, ajustados,

quando aplicável, ao seu valor de realização;

Os materiais e suprimentos estão demonstrados ao custo médio de compra que não excede ao de reposição,

as importações em andamento demonstradas ao custo identificado e os adiantamentos apresentados pelo

valor efetivamente desembolsado.

(c) Permanente

O ativo permanente é demonstrado pelo custo de aquisição, corrigido monetariamente até 31 de dezembro de

1995 para as empresas sediadas no Brasil, e no exercício de 2002 para as empresas sediadas na Argentina,

combinado com os seguintes aspectos:

(i) Investimentos societários

Participação societária em subsidiárias, controladas, controladas em conjunto e coligadas (Nota 11), em proporção

ao valor do patrimônio líquido contábil das empresas investidas, pelo método da equivalência patrimonial; os

ganhos ou perdas cambiais de investimentos societários no exterior estão apresentados, também, como resultado

de participações em investimentos relevantes.


A Deliberação CVM nº 496 prorrogou a entrada em vigor da Deliberação CVM nº 488, de 03 de outubro de 2005,

para os exercícios iniciados a partir de 1° de janeiro de 2006. Convergindo com as práticas contábeis

internacionais, a Deliberação CVM 488 aprovou o Pronunciamento do IBRACON NPC nº 27 que estabelece novos

padrões de apresentação e divulgação das demonstrações contábeis. Conforme o referido pronunciamento, o

ativo deve ser classificado em “Circulante" e "Não Circulante" sendo este último desdobrado em realizável a longo

prazo, investimentos, intangível e diferido. O passivo deve ser classificado em "Circulante" e "Não Circulante".

Segue abaixo a apresentação das demonstrações contábeis pelos novos padrões de apresentação:


ATIVO 2005 2004 2005 2004

CirculanteDisponibilidades 23.417.040 19.986.848 17.481.555 11.580.288Contas a receber, líquidas 14.148.064 10.977.519 10.676.578 7.421.319 Estoques 13.606.679 14.263.518 10.337.565 11.555.627 Outros 9.063.407 7.558.315 6.199.033 4.886.036

60.235.190 52.786.200 44.694.731 35.443.270

Não circulanteContas petróleo e álcool 769.524 748.788 769.524 748.788Contas a receber, líquidas 1.587.771 1.914.788 28.151.479 35.220.122Projetos estruturados 569.030 1.830.257Adiantamento a fornecedores 684.235 958.692 684.235 958.692Impostos e contribuição social diferidos 4.337.361 4.148.685 2.333.641 2.030.268Adiantamento para plano de pensão 1.205.358 1.217.612 1.205.358 1.217.612Outros 5.517.979 5.919.943 3.888.283 3.121.924

14.102.228 14.908.508 37.601.550 45.127.663

Investimentos 2.280.702 2.078.758 20.366.625 14.048.878 Imobilizado 104.058.277 92.471.797 49.400.988 41.730.649Intangível 1.371.077 851.427 1.371.077 851.427Diferido 1.473.634 1.569.676 578.175 434.058

183.521.108 164.666.366 154.013.146 137.635.945

PASSIVO 2005 2004 2005 2004CirculanteFinanciamentos e juros sobre financiamentos 10.502.998 8.805.229 1.655.721 1.310.238Fornecedores 8.976.359 9.054.723 24.865.115 26.949.707Impostos. contribuições e participações 8.931.341 7.854.014 7.292.508 6.583.563Dividendos propostos 7.165.878 5.141.363 7.017.843 5.044.074Projetos estruturados 28.135 64.106 2.421.806 4.652.469Outros 6.755.439 5.806.452 4.442.687 3.397.299

42.360.150 36.725.887 47.695.680 47.937.350

Não circulanteFinanciamentos 34.439.489 42.976.885 6.408.872 8.859.120Subsidiárias, controladas e coligadas 39.954 276.328 1.925.046 3.420.119Provisão para plano de pensão 1.898.360 696.273 1.749.036 601.347Provisão para plano de saúde 7.030.939 5.673.650 6.477.127 5.214.410Impostos e contribuições sociais diferidos 8.461.721 7.474.135 6.270.290 5.263.660Outros 3.843.131 3.399.553 2.783.829 2.356.303

55.713.595 60.496.824 25.614.200 25.444.959

Resultado de exercícios futuros 483.274 502.171Participação de acionistas não controladores 6.178.854 4.811.315Patrimônio líquido 78.785.236 62.130.169 80.703.266 64.253.636

183.521.108 164.666.366 154.013.146 137.635.945



(f) Paradas programadas (campanha)

A provisão para manutenção das unidades industrias e dos navios é constituída no período anterior àquele previsto

para a realização da parada programada tendo como base as estimativas de gastos.

(g) Deságio

O deságio registrado (Nota 11e) é decorrente de expectativa de resultado futuro, valor de mercado dos bens ou

outros fundamentos e está sendo amortizado, onde aplicável, na extensão das projeções que o determinaram ou

pela vida útil dos bens.

(h) Abandono de poços e desmantelamento de áreas

De acordo com a prática contábil adotada, apoiada no pronunciamento SFAS 143 – Accounting for Asset

Retirement Obligations do Financial Accounting Standards Boards – FASB, a obrigação futura com abandono de

poços e desmantelamento de área de produção, a valor presente, descontada a uma taxa livre de risco é registrada

integralmente quando o ativo é instalado, como parte dos custos dos ativos relacionados (ativo imobilizado) em

contrapartida à provisão, registrada no passivo, que suportará tais gastos.

(i) Uso de estimativas

A elaboração das demonstrações contábeis de acordo com os princípios de contabilidade, requer que a

Administração use estimativas e premissas com relação à demonstração de ativos e passivos e à divulgação dos

ativos e passivos contingentes na data das demonstrações contábeis, bem como as estimativas de receitas e

despesas para o exercício. Os resultados reais podem diferir dessas estimativas.

(j) Informações adicionais às demonstrações contábeis

Com o objetivo de propiciar informações adicionais, estão sendo apresentados: (a) demonstração do fluxo de

caixa, preparada de acordo com as Normas e Procedimentos Contábeis – NPC 20 emitida pelo Instituto dos

Auditores Independentes do Brasil – IBRACON; (b) demonstração do valor adicionado, de acordo com a Resolução

do Conselho Federal de Contabilidade – CFC nº 1.010 de 21 de janeiro de 2005; (c) balanço social de acordo

com a Resolução do Conselho Federal de Contabilidade – CFC nº 1.003 de 19 de agosto de 2004; e (d)

demonstração da segmentação de negócio, de acordo com a Norma Internacional de Contabilidade SFAS-131

emitida pelo Financial Accounting Standards Board.

44 P E T R O B R A S A n Á l i s e F i n a n c e i r a e D e m o n s t r a ç õ e s c o n t á b e i s 2 0 0 5

(ii) Imobilizado

Os equipamentos e instalações relacionados com a produção de petróleo e gás são depreciados de acordo com o

volume de produção mensal em relação às reservas provadas e desenvolvidas de cada campo produtor. Para os ativos,

cuja vida útil é menor do que a vida do campo, é utilizado o método da linha reta. Outros equipamentos e ativos não

relacionados com a produção de petróleo e gás são depreciados de acordo com a sua vida útil e estimada.

Os gastos com exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás são registrados de acordo com o

método dos esforços bem sucedidos e incluem a estimativa de gastos com abandono de poços, descontada a

valor presente. Esse método determina que os custos de desenvolvimento de todos os poços de produção e dos

poços exploratórios bem sucedidos, vinculados às reservas economicamente viáveis, sejam capitalizados,

enquanto os custos de geologia e geofísica devem ser considerados despesas do período em que forem incorridos

e os custos com poços secos e os vinculados às reservas não comerciais devem ser registrados no resultado

quando são identificados como tal.

Os custos capitalizados e bens vinculados são revisados anualmente, campo a campo, para identificação de

possíveis perdas na recuperação, com base no fluxo de caixa futuro estimado.

Os custos capitalizados são depreciados utilizando-se o método das unidades produzidas em relação às reservas

provadas e desenvolvidas. Essas reservas são estimadas por geólogos e engenheiros de petróleo da Companhia de

acordo com padrões internacionais e revisadas anualmente ou quando há indicação de alteração significativa.

(d) Imposto de renda e contribuição social

Esses impostos são calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de elaboração das

demonstrações contábeis. Os impostos diferidos são reconhecidos em função das diferenças intertemporais e

prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável.

(e) Benefícios concedidos a empregados

Os compromissos atuariais com os planos de benefícios de pensão e aposentadoria e os compromissos atuariais

relacionados ao plano de assistência médica são provisionados, conforme procedimentos previstos na Deliberação

CVM nº 371/00, com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com

o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os

custos referentes ao aumento do valor presente da obrigação, resultante do serviço prestado pelo empregado,

reconhecidos durante o período laborativo dos empregados.

O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade

adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente, são utilizadas outras

premissas atuariais, tais como estimativa da evolução dos custos com assistência médica, hipóteses biológicas e

econômicas e, também, dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados.



2005 2004 2005 2004

Clientes

Terceiros 13.842.634 11.807.696 4.447.097 2.570.261

Partes relacionadas (Nota 5a) 1.296.167 1.759.881 32.716.974 38.835.005

Outras 3.139.508 1.728.179 1.879.661 1.331.015

18.278.309 15.295.756 39.043.732 42.736.281

Menos: provisão para créditos de

liquidação duvidosa (2.542.474) (2.403.449) (215.675) (94.840)

15.735.835 12.892.307 38.828.057 42.641.441

Menos: contas a receber a longo prazo, líquidas (1.587.771) (1.914.788) (28.151.479) (35.220.122)

Contas a receber a curto prazo, líquidas 14.148.064 10.977.519 10.676.578 7.421.319

(*) Não contempla os saldos de dividendos a receber de R$ 945.676 em 2005 (R$ 440.240 em 2004) e ressarcimentos a receber de R$ 469.711 em 2005

(R$ 681.749 em 2004).


2005 2004 2005 2004

Provisão para créditos de liquidação duvidosa

Saldo em 1º janeiro 2.403.449 2.267.515 94.840 116.705

Adições 350.098 340.054 132.555 14.263

Baixas (211.073) (204.120) (11.720) (36.128)

Saldo em 31 de dezembro 2.542.474 2.403.449 215.675 94.840

Provisão para contas a receber a curto prazo 467.642 401.323 215.675 94.840

Provisão para contas a receber a longo prazo 2.074.832 2.002.126

5. Partes relacionadas

As operações comerciais da PETROBRAS com suas subsidiárias, controladas e sociedades de propósitos

específicos são efetuadas a preços e condições normais de mercado. As operações de compra de petróleo e

derivados efetuadas pela PETROBRAS, com a subsidiária PIFCO, possuem prazo maior de liquidação em função

da PIFCO ser uma subsidiária criada para esse fim, com a cobrança dos devidos encargos incorridos no período.

Os repasses de pré-pagamento de exportações e de captação de recursos no mercado internacional são efetuados

nas mesmas taxas obtidas pela subsidiaria. As demais operações, principalmente empréstimos através de

operações de mútuo, têm seu valor, rendimentos e ou encargos estabelecidos com base nas mesmas condições

existentes no mercado e/ou de acordo com a legislação específica sobre o assunto.


3. Disponibilidades

As aplicações financeiras são, basicamente, lastreadas em títulos públicos federais, cambiais e DI (Depósito

Interbancário), a preços e taxas de mercado, e estão atualizadas pelos rendimentos auferidos, reconhecidos

proporcionalmente até a data das demonstrações contábeis, não excedendo os seus respectivos valores de mercado.

Em 31 de dezembro de 2005 e 2004, a Companhia e sua subsidiária PIFCo mantinham recursos investidos

no exterior em fundo de investimento que detinha, entre outros, títulos de dívidas de empresas do Sistema

PETROBRAS e de Sociedades de Propósito Específico relacionados a projetos da Companhia, principalmente

projeto CLEP, equivalentes a R$ 5.966.388 em 2005 (R$ 5.429.292 em 2004). Este valor, referente às empresas

que são consolidadas, foi compensado no saldo de financiamentos no passivo circulante e exigível a longo prazo.


2005 2004 2005 2004

Caixa e bancos 3.651.644 1.671.430 2.114.551 921.166

Aplicações financeiras

No país:

Fundos de investimentos financeiros - Cambial 11.469.121 8.348.505 11.349.571 8.129.524

Fundos de investimentos financeiros - DI 2.590.493 1.961.110 122.008

Outros 792.940 488.008 194.044 125.159

14.852.554 10.797.623 11.665.623 8.254.683

No exterior:

"Time deposit" 1.974.814 3.116.091 1.537.314 204.327

Títulos de renda fixa 2.938.028 4.401.704 2.164.067 2.200.112

4.912.842 7.517.795 3.701.381 2.404.439

Total das disponibilidades 23.417.040 19.986.848 17.481.555 11.580.288

4. Contas a receber, líquidas

As contas a receber são compostas da seguinte forma:

(*) (*)



(a) Ativo

Taxas dos mútuos ativos

INDEXADOR 2005 2004

TJLP + 5%a.a. 416.739 2.745.984

LIBOR + 1 a 3%a.a. 23.011.010 24.739.357

101% do CDI 1.189.687 1.208.441

IGPM + 6%a.a. 70.892 71.987

Outras Taxas 93.875 205.860

24.782.203 28.971.629

CONTROLADORA

ATIVO CIRCULANTE REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

CONTAS A RECEBER, ADIANTAMENTO VALORES VINCULADOS

PRINCIPALMENTE DIVIDENDOS PARA AUMENTO À CONSTRUÇÃO DE OPERAÇÕES OUTRAS RESSARCIMENTO TOTAL

POR VENDAS A RECEBER DE CAPITAL PLATAFORMAS E GASODUTO DE MÚTUO OPERAÇÕES A RECEBER DO ATIVO

PETROQUISA e Controladas 31.455 95.341 4 126.800

BR DISTRIBIDORA e Controladas 857.657 280.283 350.919 1.488.859

GASPETRO e Controladas 466.579 33.472 4.441 1.422.508 97.610 5.228 2.029.838

PIFCO e Controladas 1.712.234 280.787 18.913.444 2.267 20.908.732

PNBV e Controladas 5.677 11.512 747 17.936

DOWNSTREAM e Controladas 65.084 890.863 955.947

TRANSPETRO e Controladas 575.091 304.925 381 880.397

PIB-BV HOLANDA e Controladas 128.606 50.648 179.254

BRASOIL e Controladas 37.798 1.127.616 4.097.566 5.262.980

BOC 34 34

PETROBRAS COMERC. ENERGIA LTDA 103.265 217.778 321.043

OUTRAS CONTROLADAS E COLIGADAS 617.042 13.877 427.961 431.797 153 1.490.830

PETROBRAS Negócios Eletrônicos 1.330 2.243 3.573

Outras 290.694 11 290.705

Termoelétricas 17.172 11.634 286.673 431.797 142 747.418

Coligadas 307.846 141.288 449.134

SOCIEDADES DE PROPÓSITO ESPECÍFICO 469.711 469.711

31/12/2005 4.600.522 945.676 724.701 2.550.124 24.782.203 59.424 469.711 34.132.361

31/12/2004 3.652.272 440.240 825.263 3.355.627 28.971.629 2.030.214 681.749 39.956.994



Gasoduto Bolívia-Brasil

O Gasoduto Bolívia-Brasil, no território boliviano, é de propriedade da empresa GÁS TRANSBOLIVIANO S.A. - GTB,

tendo a GASPETRO participação minoritária (11%) no capital dessa Companhia.

Para construção do trecho boliviano, foi firmado um contrato com a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

-YPFB, posteriormente repassado à GTB, por empreitada global ("turn key"), no valor de US$ 350 milhões, que

está sendo liquidado em 12 anos, desde janeiro de 2000, através do fornecimento de serviços de transporte. Em

31 de dezembro de 2005, o saldo dos direitos ao fornecimento futuro, por conta do custo incorrido na obra, até

aquela data, acrescidos de juros de 10,07% a.a., é de R$ 815.347 (R$ 1.101.594 em 2004), sendo R$ 684.235

classificados no ativo realizável a longo prazo como adiantamento a fornecedores (R$ 958.692 em 2004) que

inclui o valor de R$ 155.969 (R$ 197.685 em 2004) relacionado à aquisição antecipada do direito de transportar

6 milhões de metros cúbicos de gás pelo prazo de 40 anos (TCO – Transportation Capacity Option).

A titularidade do gasoduto no trecho brasileiro é da TRANSPORTADORA BRASILEIRA GASODUTO BOLÍVIA-BRASIL S.A.

- TBG, controlada da GASPETRO. Em 31 de dezembro de 2005, o total de créditos da PETROBRAS junto à TBG, relacionados

ao gerenciamento, repasse de custos e financiamentos vinculados à construção do gasoduto e aquisição antecipada do

direito de transportar 6 milhões de metros cúbicos de gás, pelo prazo de 40 anos (TCO), era de R$ 1.422.508

(R$ 1.631.511 em 2004), e está classificado no ativo realizável a longo prazo, como contas a receber líquidas.

(b) Passivo

CONTROLADORA CONTROLADORA

PASSIVO CIRCULANTE EXIGÍVEL A LONGO PRAZO

FORNECEDORES PRINCIP. OPERAÇÕES

POR COMPRAS DE ADIANTAMENTO AFRETAMENTO DE OPERAÇÕES OUTRAS OPERAÇÕES PRÉ-PAGAMENTO OUTRAS COM PROJETOS TOTAL

PETRÓLEO E DERIVADOS DE CLIENTES PLATAFORMAS DE MÚTUO OPERAÇÕES DE MÚTUO DE EXPORTAÇÕES OPERAÇÕES ESTRUTURADOS DO PASSIVO

PETROQUISA e Controladas (21.499) (2) (21.501)

BR DISTRIBUIDORA e Controladas (168.653) (8.726) (644.962) (822.341)

GASPETRO e Controladas (114.019) (54.960) (168.979)

PIFCO e Controladas (17.908.027) (1.239.214) (19.147.241)

PNBV e Controladas (38.002) (280.251) (318.253)

DOWNSTREAM e Controladas (35.738) (3) (35.741)

TRANSPETRO e Controladas (806.233) (50) (806.283)

PIB-BV HOLANDA e Controladas (134.773) (172.004) (4.166) (310.943)

BRASOIL e Controladas (35.676) (2.533) (419.122) (5.250) (462.581)

PETROBRAS COMERC. ENERGIA LTDA (83.665) (83.665)

OUTRAS CONTROLADAS E

COLIGADAS (120.558) (35.620) (156.178)

PETROBRAS Negócios Eletrônicos (2.243) (2.243)

Termoelétricas (100.654) (100.654)

Coligadas (17.661) (35.620) (53.281)

SOCIEDADES DE PROPÓSITO

ESPECÍFICO (2.393.671) (2.393.671)

31/12/2005 (19.466.843) (238.228) (699.373) (4.216) (40.870) (1.239.214) (644.962) (2.393.671) (24.727.377)

31/12/2004 (19.718.329) (565.244) (1.508.731) (131.883) (162.019) (37.320) (3.349.375) (33.424) (4.588.363) (30.094.688)


8. Títulos e valores mobiliários

Os títulos e valores mobiliários, classificados no realizável a longo prazo, compõem-se de:


2005 2004 2005 2004

Incentivos fiscais - FINOR 9.824 9.797 4.815 4.815

Certificados B 309.519 414.104

TDE privado 163.883

NTN P 1.358 119.893 27 25

Outros 133.507 315.079 2.759

618.091 858.873 7.601 4.840

7. Contas petróleo e álcool – STN

(a) Mutação da conta petróleo, derivados e álcool

(b) Encontro de contas com a União

Conforme definido na Lei n ° 10.742, de 06 de outubro de 2003, o encontro de contas com a União deveria ter

ocorrido até 30 de junho de 2004. A PETROBRAS está, em articulação com o Ministério de Minas e Energia –

MME, buscando equalizar as divergências ainda existentes com a Secretaria do Tesouro Nacional – STN, visando

concluir a operação, de acordo com o previsto na Medida Provisória n° 2.181-45, de 24 de agosto de 2001.

O saldo da conta poderá ser pago através da emissão de títulos do Tesouro Nacional, de valor igual ao saldo

final do encontro de contas ou com outros montantes que a PETROBRAS porventura estiver devendo ao Governo

Federal, inclusive os relativos a tributos ou uma combinação das opções anteriores.

2005 2004

Saldo inicial 748.788 689.360

Ressarcimentos a PETROBRAS 4.221

Encargos de mútuo 20.736 13.129

Liquidação parcial (8.095)

Regularizações - GTI* 50.173

Saldo final 769.524 748.788

* Grupo de Trabalho de Auditoria Governamental

Os Certificados B foram recebidos pela BRASOIL por conta da venda de plataformas em 2000 e 2001, com

vencimentos semestrais até 2011 e rendendo juros equivalentes a libor mais 2,5% a.a. até 4,25% a.a.


6. estoques


2005 2004 2005 2004

Produtos:

Derivados de petróleo (*) 4.359.019 4.389.651 2.728.304 3.211.804

Álcool (*) 154.501 36.856 58.191 36.551

4.513.520 4.426.507 2.786.495 3.248.355

Matérias-primas, principalmente petróleo bruto (*) 5.400.305 6.446.885 4.542.871 5.578.491

Materiais e suprimentos para manutenção (*) 1.909.014 1.854.559 1.650.531 1.570.905

Adiantamentos a fornecedores 1.806.096 1.377.768 1.736.795 1.332.854

Outros 470.521 423.095 113.650 90.318

Total 14.099.456 14.528.814 10.830.342 11.820.923

Curto prazo 13.606.679 14.263.518 10.337.565 11.555.627

Longo prazo 492.777 265.296 492.777 265.296

(*) Inclui importações em andamento.

CONTROLADORA

RECEITAS RECEITAS VARIAÇÕES

OPERACIONAIS, (DESPESAS) MONETÁRIAS

PRINCIPALMENTE FINANCEIRAS E CAMBIAIS TOTAL DO

POR VENDAS LÍQUIDAS LÍQUIDAS RESULTADO

PETROQUISA e Controladas 357.844 1.944 359.788

BR DISTRIBUIDORA e Controladas 34.227.219 265.089 (7.845) 34.484.463

GASPETRO e Controladas 2.201.493 76.720 (205.003) 2.073.210

PIFCO e Controladas 14.711.451 (460.614) (360.879) 13.889.958

PNBV e Controladas 54.179 54.179

DOWNSTREAM e Controlada 1.009.876 59.910 (119.652) 950.134

TRANSPETRO e Controladas 374.269 (29) 28.192 402.432

PIB-BV HOLANDA e Controladas 293.084 31.581 324.665

BRASOIL e Controladas 456.863 (1.049.445) (592.582)

BOC (4.326) 20.116 15.790

PETROBRAS COMERC. ENERGIA LTDA 219.683 2.469 222.152

OUTRAS CONTROLADAS E COLIGADAS 8.846.223 157.648 (65.252) 8.938.619

PETROBRAS Negócios Eletrônicos 1.932 15 1.947

Outras 26 395 421

Termoelétricas (559) 161.539 (65.987) 94.993

Coligadas 8.844.824 (3.891) 325 8.841.258

SOCIEDADES DE PROPÓSITO ESPECÍFICO 123.086 123.086

31/12/2005 62.241.142 553.730 (1.548.978) 61.245.894

31/12/2004 40.305.271 (191.028) (5.061.046) 35.053.197

(c) Resultado


(c) Obrigações com projetos estruturados

Projeto Marlim/Novamarlim Petróleo

A PETROBRAS constituiu consórcio, em 6 de dezembro de 2001, com as sociedades de propósito especifico (SPE)

– Novamarlim Petróleo e Companhia Petrolifera Marlim com o objetivo de otimizar a complementação de

desenvolvimento da produção do campo de Marlim.

Tais SPEs disponibilizaram recursos para o projeto, cujo saldo, líquido dos gastos operacionais já realizados pela

PETROBRAS da ordem de R$ 1.411.555 (R$ 1.053.354 em 2004) e de ativos transferidos da ordem de R$ 49.464,

alcançou R$ 702.980 (R$ 1.061.181 em 2004), classificados no Passivo Circulante, como Projetos Estruturados.

Projeto CLEP

Até 31 de dezembro de 2005, a Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos (CLEP) havia repassado à

PETROBRAS R$ 5.143.010 a título de adiantamento pela venda futura de ativos pela PETROBRAS. Esse montante,

líquido dos ativos já vendidos pela PETROBRAS à CLEP no valor de R$ 3.657.274 (R$ 1.727.224 em 2004), totaliza

R$ 1.485.736 (R$ 3.415.786 em 2004) e está classificado no Passivo Circulante, como Projetos Estruturados. Em

janeiro de 2006 o saldo de adiantamento recebido foi devolvido à CLEP.

Projeto PDET

A PDET Offshore S/A repassou à PETROBRAS R$ 204.955 a título de adiantamento pela venda futura de ativos e

reembolso de gastos incorridos pela PETROBRAS, classificados no Passivo Circulante, como Projetos Estruturados.

(d) Contas a pagar relacionadas a consórcios

Em 31 de dezembro de 2005, a PETROBRAS mantinha contratos de consórcios com o objetivo de complementar

o desenvolvimento da produção de campos de petróleo, cujo saldo a pagar às empresas consorciadas totalizava

R$ 28.135 (R$ 175.502 em 2004), classificados como Projetos Estruturados no Passivo Circulante.

CONTROLADORA

PROJETOS/EMPRESAS 2005 2004

Companhia Petrolífera Marlim (CPM) 39.715

Nova Marlim Petróleo S.A. 4.899

Fundação PETROBRAS de Seguridade Social (PETROS) 218.295

Companhia de Recuperação Secundária S/A (CRSec) 78 331.930

EVM Leasing Corporation 2.864 276.269

Cayman Cabiunas Investment Co. LTDA. 800.417 995.709

PDET Offshore S.A. 325.944

Nova Transportadora do Sudeste S.A. (NTS) 118.495 230.936

Nova Transportadora do Nordeste S.A. (NTN) 87.697 142.589

Total 1.335.495 2.240.342

Adiantamentos (865.784) (1.558.593)

Total líquido 469.711 681.749


Considerando o disposto na Instrução CVM 408/2004, esses gastos estão classificados como ativo permanente –

imobilizado, nas demonstrações contábeis consolidadas.

Os gastos relativos à constituição da Usina Termoelétrica Nova Piratininga foram reclassificados de

Empreendimentos em Negociação para Ativo Imobilizado em função da entrada em operação da usina

termoelétrica e da não evolução das negociações com os parceiros.

(b) Ressarcimentos a receber

O saldo a receber, líquido dos adiantamentos recebidos, referente aos gastos realizados pela PETROBRAS por

conta de projetos já negociados com terceiros, está classificado no realizável a longo prazo, como Projetos

Estruturados, e tem a seguinte composição:

CONTROLADORA

PROJETOS 2005 2004

Usina Termoelétrica Nova Piratininga 965.044

Plano de Escoamento e Tratamento de Óleo 147.652

Amazônia 63.414

Outros 35.905 35.812

Empreendimentos em Negociação 99.319 1.148.508

Ressarcimentos a Receber (Nota 9b) 469.711 681.749

Total de Projetos Estruturados 569.030 1.830.257

As aplicações em TDE privado referem-se a títulos de bancos e empresas privadas, com vencimentos até 2014

e rendimentos de juros de 6,67% a.a. até 8,60 % a.a.

9. Projetos estruturados

A PETROBRAS desenvolve projetos de parcerias operacionais com agentes financeiros nacionais e internacionais

e com empresas do setor de petróleo e de energia com o objetivo de viabilizar os investimentos necessários nas

áreas de negócio em que a Companhia atua.

De acordo com a Instrução CVM nº 408, de 18 de agosto de 2004, estão sendo incluídas nas Demonstrações

Contábeis Consolidadas as Sociedades de Propósito Específico – SPE, quando a essência de sua relação com a

PETROBRAS indicar que as atividades operacionais dessas entidades são controladas, direta ou indiretamente,

individualmente ou em conjunto, pela Companhia.

(a) Empreendimentos em negociação

O saldo referente a Empreendimentos em Negociação compreende os gastos já realizados pela PETROBRAS com

projetos para os quais ainda não há parceiros definidos e está classificado no Realizável a Longo Prazo como

Projetos Estruturados, conforme demonstrado a seguir:


PROJETO

Malhas

PCGC

PDET

CLEP

EVM

FINALIDADE

Consórcio entre TRANSPETRO,

Transportadora Nordeste Sudeste

(TNS), Nova Transportadora do

Sudeste (NTS) e Nova Transportadora

do Nordeste (NTN). A contribuição da

NTS e NTN no consórcio ocorre

através da constituição de ativos

relacionados ao transporte de gás

natural. A TNS (companhia 100%

GASPETRO) disponibiliza ativos já

constituídos anteriormente. A

TRANSPETRO contribui como

operadora dos gasodutos.

A Companhia de Recuperação

Secundária (CRSec) disponibiliza para

utilização da PETROBRAS ativos dos

campos de Pargo, Carapeba,

Garoupa, Cherne e outros através de

um contrato de aluguel com

pagamentos mensais.

A PDET Offshore S.A. é a futura

proprietária dos ativos do projeto cujo

objetivo é melhorar a infra-estrutura

de transferência do óleo produzido

na Bacia de Campos para as

refinarias da Região Sudeste e para

exportação. Os ativos, uma vez

constituídos, serão alugados para a

PETROBRAS por 12 anos.

A Companhia Locadora de

Equipamentos Petrolíferos – CLEP,

disponibiliza para a utilização da

PETROBRAS ativos vinculados à

produção de petróleo localizados na

Bacia de Campos através de contrato

de aluguel com prazo de 10 anos, ao

fim do qual a PETROBRAS terá o

direito de adquirir as ações da SPE

ou os ativos do projeto.

Projeto com objetivo de viabilizar a

constituição de equipamentos

submarinos de produção de petróleo

dos campos de Espadarte, Voador,

Marimbá e outros 7 (sete) campos

menores da Bacia de Campos. A EVM

Leasing Co. (EVMLC), disponibiliza os

ativos para a PETROBRAS através de

um contrato de leasing internacional.

PRINCIPAIS GARANTIAS

Pagamentos antecipados por

capacidade de transporte para

cobrir eventuais deficiências

de caixa do consórcio.

Pagamento adicional de

aluguel caso a receita não

seja suficiente para

atender às obrigações

com financiadores.

Todos os ativos do projeto

serão dados em garantia.

Pagamentos antecipados de

aluguel, caso a receita não

seja suficiente para atender

às obrigações com

financiadores.

Penhor de pré-determinados

volumes de petróleo.

VALOR DO INVESTIMENTO

US$ 1 bilhão

US$ 85,5 milhões

US$ 910 milhões

US$ 1,25 bilhão

US$ 1,07 bilhão

FASE ATUAL

Consórcio entrou

em operação em

01 de Janeiro de

2006. Entretanto,

alguns ativos ainda

estão em fase

de construção.

Em operação.

Em fase

de constituição

dos ativos.

Em janeiro de 2006

houve redução no

valor do

investimento de

US$1,76 bilhão para

US$1,25 bilhão.

Em operação.


(e) Sociedades de propósitos específicos

i) Projetos estruturados

PROJETOS/EMPRESAS 2005 2004

Adiantamentos recebidos

Nova Marlim Petróleo S.A. (Nota 9c) 702.980 1.061.181

Cia. Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP (Nota 9c) 1.485.736 3.415.786

PDET Offshore S.A. (Nota 9c) 204.955

Total 2.393.671 4.476.967

Contas a pagar relacionadas a consórcios em operação

Companhia Petrolífera Marlim (CPM) 110.274

Albacora Japão Petróleo Ltda. 1.122

Fundação PETROBRAS de Seguridade Social - PETROS 28.135 64.106

Total 28.135 175.502

Total geral 2.421.806 4.652.469

PROJETO

Albacora

Albacora/ Petros

Marlim

NovaMarlim

FINALIDADE

Consórcio entre a PETROBRAS e a

Albacora Japão Petróleo Ltda (AJPL),

que disponibiliza ativos de produção

de petróleo do campo de Albacora na

Bacia de Campos para a PETROBRAS.

Consórcio entre a PETROBRAS e a

Fundação PETROS de Seguridade

Social, que disponibiliza ativos de

produção de petróleo do campo

de Albacora na Bacia de Campos

para a PETROBRAS.

Consórcio com a Companhia

Petrolífera Marlim (CPM), que

disponibiliza para a PETROBRAS

equipamentos submarinos de

produção de petróleo do campo

de Marlim.

Consórcio com a NovaMarlim

Petróleo S.A. (NovaMarlim) que

disponibiliza equipamentos

submarinos de produção de petróleo

e ressarce à PETROBRAS custos

operacionais decorrentes da operação

e manutenção dos ativos do campo.


Titularidade dos ativos.

Titularidade dos ativos.

70% da produção do campo

limitado a 720 dias.

30% da produção do campo

limitado a 720 dias.


US$ 170 milhões

US$ 240 milhões

US$ 1,5 bilhão

US$ 834 milhões

FASE ATUAL

Em operação.

Em operação.

Em operação.

Em operação.


PROJETO

Amazônia

Marlim Leste

(P-53)

GASENE

Modernização

da REVAP

FINALIDADE

Desenvolvimento de dois projetos na

área de Gás e Energia: construção de

um gasoduto de 395 km de

extensão, entre Coari e Manaus, sob

responsabilidade da Transportadora

Urucu-Manaus S.A. e construção de

uma termelétrica, em Manaus, com

capacidade de 488 MW através da

Companhia de Geração Termelétrica

Manauara S.A.

Para desenvolver a produção do campo

de Marlim Leste a PETROBRAS irá se

utilizar de uma Unidade Estacionária de

Produção, a P-53, que será afretada

junto à Charter Development LLC,

empresa constituída no estado de

Delaware/USA. O contrato de

afretamento, na modalidade casco nu

(Bare Boat Charter), será firmado por

um período de 15 anos, contados a

partir da data de sua assinatura.

A TRANSPORTADORA GASENE S.A. é

a futura proprietária do Gasoduto de

interligação Sudeste-Nordeste, cujo

objetivo é interligar as Malhas

Sudeste e Nordeste de Gasodutos

formando a Rede Brasileira de

Transporte de Gás Natural (RBTGN).

O objetivo deste projeto é elevar a

capacidade da Refinaria Henrique

Lage (REVAP) em processar óleo

pesado nacional, ajustar o diesel por

ela produzido às novas

especificações nacionais e reduzir a

quantidade de emissão de poluentes.

Para tanto, foi criada a EPE Cia. de

Desenvolvimento e Modernização de

Plantas Industriais - CDMPI que

construirá e alugará para a

PETROBRAS uma unidade de

Coqueamento Retardado, uma

unidade de Hidrotratamento de

Diesel e unidades correlatas a serem

instaladas naquela refinaria.


Em negociação.

Completion: o início do

cronograma de pagamentos

do afretamento pela

PETROBRAS se dará em uma

Data predeterminada.

Cost Overrun: Eventuais

aumentos do custo de

construção da P-53 irão

acarretar correspondente

aumento nas taxas de

afretamento.

A definir.

Pagamentos antecipados de

aluguel para cobrir eventuais

deficiências de caixa da CDMPI.


US$ 1,3 bilhão

US$ 1,03 bilhão

US$ 2 bilhões

US$ 900 milhões

FASE ATUAL

Obtenção de

empréstimo ponte

junto ao BNDES no

valor de R$ 800

milhões. Início

constituição do

gasoduto.

Obtenção de

financiamento

no valor de US$

500 milhões. Início

constituição do

ativo.

Obtenção de

empréstimo ponte

junto ao BNDES no

valor de R$ 800

milhões. Início

constituição do

gasoduto GASCAV.

Já celebrado Termo

de Compromisso

entre as partes.

Não haverá

empréstimo ponte.

Financiamento

definitivo em fase

de negociação.


ii) Projetos em estruturação

PROJETO

Cabiúnas

Barracuda

e Caratinga

Certificado de

Recebíveis

Imobiliários –

CRI Macaé

FINALIDADE

Projeto com objetivo de aumentar a

capacidade de escoamento da

produção de gás da Bacia de

Campos. A Cayman Cabiunas

Investment Co. Ltd. (CCIC),

disponibiliza os ativos para a

PETROBRAS através de um contrato

de leasing internacional.

Viabilização do desenvolvimento da

produção dos campos de Barracuda e

Caratinga, da Bacia de Campos. A EPE

Barracuda e Caratinga Leasing

Company B.V. (BCLC), é responsável

pela constituição de todos os ativos

(poços, equipamentos submarinos e

unidades de produção) demandados

pelo projeto, sendo também

proprietária destes.

Projeto com o objetivo de viabilizar a

construção de 4 edifícios

administrativos em Macaé (RJ) por

meio da emissão de Certificados de

Recebíveis Imobiliários através da Rio

Bravo Securitizadora S/A, lastreados

em direitos creditórios locatícios junto

à PETROBRAS.


Penhor de 10,4 bilhões de

m3 de gás.

Penhor de pré-determinados

volumes de petróleo e

pagamento através da

BRASOIL, caso a BCLC não

consiga cumprir suas

obrigações com os seus

financiadores.

Garantia corporativa da

PETROBRAS.


US$ 850 milhões

consolidados no

contrato de leasing.

US$ 3,1 bilhões

R$ 200 milhões

FASE ATUAL

Em operação, com

ativos em fase final

de constituição.

Em operação, com

ativos em fase

final de

constituição.

Em fase de

construção dos

edifícios.

i) Projetos estruturados (continuação)


11. Investimentos

(a) Informações sobre as subsidiárias, controladas em conjunto e coligadas

CAPITAL SUBSCRITO PATRIMÔNIO LUCRO LÍQUIDO

EM 31 DE AÇÕES AÇÕES LÍQUIDO (PASSIVO (PREJUÍZO)

DEZEMBRO DE 2005 ORDINÁRIAS/QUOTAS PREFERENCIAIS A DESCOBERTO) DO EXERCÍCIO

Subsidiárias e Controladas

PETROQUISA 817.363 10.098.347 9.702.334 1.638.038 213.812

PETROBRAS

DISTRIBUIDORA 3.986.404 42.853.453 5.782.916 655.630

GASPETRO 1.427.432 1.114 278 1.694.513 86.191

TRANSPETRO 1.126.329 1.126.329 1.449.761 376.862

DOWNSTREAM 630.000 630.000 (*) 1.020.777 174.073

PIFCo 117 50 (262.552) (79.141)

PETROBRAS

COMERCIALIZADORA

DE ENERGIA 9.204 10 (*) 22.622 231.556

E-PETRO 21.000 21.000 21.772 2.361

PIB BV 3.993 1.585 3.611.236 638.025

BRASOIL 352.041 106.210 1.279.390 (352.945)

BOC 117 50 (504.194) (76.249)

PNBV 39 181 607.538 498.805

UTE NOVA PIRATININGA 10 10 (*) 10

TERMORIO S.A. 2.554.180 2.554.180 2.400.454 (133.908)

FAFEN ENERGIA 380.574 380.574 198.157 49.874

BAIXADA SANTISTA 217.836 217.836 (*) 217.836

SFE 202.456 202.456 146.149 (70.335)

TERMOCEARÁ LTDA 199.924 199.924 161.974 (79.405)

5283 PARTICIPAÇÕES 1.421.604 1.421.604 (*) 765.413 50.703

IBIRITERMO S.A.(i) 7.652 7.652 31.311 66.305

TERMOBAHIA S.A.(i) 5.930 3.000 72.982 71.592

Controladas em conjunto

TERMOGAÚCHA –

USINAS TERMOELÉTRICAS S.A. 328.300 3.283.001 294.414

TERMOSERGIPE S.A. 1.000 1.000 999

TERMOAÇU S.A. 372.101 419.985 372.101

UTE NORTE FLUMINENSE S.A. 481.432 481.432 503.884 113.579

GNL DO NORDESTE LTDA. 510 7.508 (*) 510

COMPAÑIA MEGA S.A. 342.643 203.400 604.729 275.926

Coligadas

UEG ARAUCÁRIA LTDA 1.000 1.000 (*) (182.102) (57.151)

COMPANHIA

PETROQUIMICA PAULISTA 10.621 10.621 10.621

(*) Cotas

(i) Empresas cujas atividades são controladas pela PETROBRAS de acordo com a Instrução CVM nº 408/2004.


10. Depósitos judiciais

Em 31 de dezembro de 2005 e 2004, os depósitos judiciais sobre essas ações são apresentados da seguinte

forma, de acordo com a natureza das correspondentes causas:

Busca e apreensão de recolhimentos tidos

como indevidos de ICMS/substituição tributária

A PETROBRAS foi acionada na justiça por algumas pequenas distribuidoras de petróleo, sob a suposta alegação

de não repassar aos governos estaduais o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS retido, por

força de lei, no ato da venda dos combustíveis. As ações foram ajuizadas nos Estados de Goiás, Tocantins, Bahia,

Pará, Maranhão e Distrito Federal.

Do valor total dessas ações, da ordem de R$ 895.795, até 31 de dezembro de 2005, cerca de R$ 80.159

(R$ 74.875 em 2004) foram efetivamente sacados das contas da Companhia, por força de decisões judiciais de

antecipação de tutela. Mediante recurso processual, essas decisões antecipatórias de tutela foram cassadas.

A PETROBRAS, com o apoio das autoridades estaduais e federais, além de ter conseguido impedir a efetivação

de outros saques, está empreendendo todos os esforços possíveis para obter o ressarcimento das quantias que

foram, indevidamente, sacadas das suas contas.

Outros bloqueios judiciais

Além dos saques relacionados a ICMS, a justiça determinou bloqueios de numerários por conta de processos

trabalhistas que totalizavam R$ 202.177 em 31 de dezembro de 2005 (R$ 260.599 em 2004).


2005 2004 2005 2004

Trabalhistas 493.762 455.704 450.856 414.077

Fiscais 957.724 687.325 731.504 538.754

Cíveis 357.186 666.870 261.002 115.826

Outros 9.513 5.205 472

Total 1.818.185 1.815.104 1.443.834 1.068.657

MILHARES DE AÇÕES


FAFEN ENERGIA S.A.

Tem por objetivo a implantação e a exploração comercial

de central termelétrica mediante processo de co-geração,

localizada no Município de Camaçari, Estado da Bahia, para

transformação de gás e água desmineralizada em energia

elétrica e térmica destinadas à fábrica de fertilizantes

nitrogenados da PETROBRAS e comercialização a terceiros

do excedente.

PETROBRAS COLÔMBIA

Em fase de liquidação atuava nas atividades da indústria

petrolífera, principalmente aquelas relacionadas com a

exploração e produção de petróleo e gás, refino e

prestação de serviços especializados e de assistência

técnica na Colômbia.

5283 PARTICIPAÇÕES LTDA.

Sociedade por cota de responsabilidade limitada, com

sede na cidade do Rio de Janeiro e tem como objeto a

participação no capital de outras sociedades.

BAIXADA SANTISTA ENERGIA LTDA.

Originalmente constituída dentro do projeto UTE Cubatão

durante o período da crise energética, sua atividade era a

geração, transmissão e distribuição de energia elétrica para

região da baixada santista. Com o fim da crise, o projeto

hoje integra a melhoria do sistema de abastecimento de

energia da UN-RPBC da refinaria de Cubatão.

SFE – SOCIEDADE FLUMINENSE DE ENERGIA LTDA.

A usina termoelétrica objetiva a geração, transmissão,

distribuição e comercialização de energia elétrica,

importação e distribuição de gás natural.

TERMOCEARÁ LTDA.

Tem como objetivo a geração e comercialização de

energia, intermediando a compra e venda de energia

elétrica, seja no Mercado Atacadista de Energia Elétrica

(“MAE”) ou em outro foro regulamentado.

TERMORIO S.A.

Tem por objeto a geração e comercialização de energia

para o Sistema Integrado Nacional (SIN).

TERMOBAHIA S.A.

Tem por objeto a geração de energia a partir da transformação

de energia térmica através de queima de gás natural.

IBIRITERMO S.A.

Tem por objeto a geração de energia a partir da

transformação de energia térmica, com a queima de gás

natural e que pode funcionar em ciclo aberto ou simples,

combinado, co-geração ou co-geração em ciclo combinado.


PETROBRAS QUÍMICA S.A. – PETROQUISA

Participa em sociedades que objetivam a fabricação,

comércio, distribuição, transporte, importação e

exportação de produtos das indústrias química e

petroquímica e na prestação de serviços técnicos e

administrativos relacionados com as referidas atividades.

PETROBRAS DISTRIBUIDORA S.A. – BR

Opera na área de distribuição, comercialização e

industrialização de produtos e derivados de petróleo,

álcool, energia e outros combustíveis.

PETROBRAS GÁS S.A. – GASPETRO

Participa em sociedades que atuam no transporte de gás

natural, na transmissão de sinais de dados, voz e imagem

através de sistemas de telecomunicações por cabo e

rádio, bem como a prestação de serviços técnicos

relacionados a tais atividades. Participa também em

diversas distribuidoras estaduais de gás, exercendo o

controle compartilhado que são consolidados na

proporção das participações no capital social.

PETROBRAS TRANSPORTE S.A. – TRANSPETRO

Exerce, diretamente ou através de controlada, as

operações de transporte e armazenagem de granéis,

petróleo e seus derivados e de gás em geral, por meio de

dutos, terminais e embarcações, próprias ou de terceiros.

DOWNSTREAM PARTICIPAÇÕES LTDA.

Participa, direta e indiretamente, em sociedades que

atuam em diversos segmentos da indústria de petróleo.

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY – PIFCo

Exerce atividades de comercialização de petróleo e derivados

no exterior, de intermediação de compra e venda de petróleo,

derivados e materiais para empresas do Sistema PETROBRAS

e de captação de recursos no exterior.

PETROBRAS COMERCIALIZADORA DE ENERGIA LTDA. – PCEL

Tem como objeto social o comércio, a importação e a

exportação de energia elétrica e de vapor d’água, bem como

de produtos das indústrias de geração e cogeração de energia

elétrica em geral e também a prestação de serviços técnicos

e administrativos relacionados com as aludidas atividades,

facultada a participação no capital de outras.

PETROBRAS NEGÓCIOS ELETRÔNICOS S.A. – E-PETRO

Tem como objeto a participação no capital social de

outras sociedades que tenham por objeto atividades

realizadas pela internet ou meios eletrônicos.

PETROBRAS INTERNACIONAL BRASPETRO B.V. – PIB BV

Participa em sociedades que atuam no exterior em pesquisa,

lavra, industrialização, comércio, transporte, armazenamento,

importação e exportação de petróleo e seus derivados, assim

como a prestação de serviços e outras atividades relacionadas

com os vários segmentos da indústria do petróleo.

BRASPETRO OIL SERVICES COMPANY – BRASOIL

Tem como objeto a prestação de serviços em todas as

áreas da indústria do petróleo, bem como no comércio

de petróleo e de seus derivados.

BRASPETRO OIL COMPANY – BOC

Tem como objeto promover a pesquisa, lavra, industrialização,

comércio, transporte, armazenamento, importação e

exportação de petróleo e seus derivados, assim como na

prestação de serviços e outras atividades relacionadas com os

vários segmentos da indústria do petróleo.

PETROBRAS NETHERLANDS B.V. – PNBV

Tem como objetivos principais, atuando diretamente ou

por intermédio de controladas, exercer as atividades de

compra, venda, “lease”, aluguel ou afretamento de

materiais, equipamentos e plataformas para a exploração

e produção de óleo e gás.

UTE NOVA PIRATININGA LTDA.

Tem como objeto social o desenvolvimento, a construção, a

operação, a manutenção e a exploração de central

termelétrica no município de São Paulo, além da prestação de

serviços relacionados com suas atividades operacionais.

Descrição das atividades das controladas em conjunto

A PETROBRAS exerce o controle compartilhado sobre as termoelétricas TERMOSERGIPE, TERMOAÇU,

TERMOGAÚCHA, UTE NORTE FLUMINENSE, COMPAÑIA MEGA e a unidade de regaseificação de gás natural liquefeito

GNL DO NORDESTE que foram consolidadas na proporção das participações no capital social.

A GNL DO NORDESTE é uma unidade de regaseificação de gás natural liquefeito a ser construída no complexo

Industrial e Portuário do Suape, em Pernambuco, visa a revaporização do GNL.

A COMPAÑIA MEGA tem como sua principal atividade agregar valor ao gás natural através da separação e

fracionamento de seus componentes ricos a fim de recuperar o etano que constitui a principal matéria prima das

industrias petroquímicas da Argentina que exporta seus componentes líquidos para outros países.

As demais são termoelétricas e exercem as atividades de geração de energia elétrica, a partir da transformação de

energia térmica, proveniente da queima do gás natural e que podem funcionar em ciclo aberto ou simples,

combinado, cogeração ou cogeração em ciclo combinado.

Descrição das atividades das subsidiárias


Subsidiárias, controladas em conjunto e coligadas

Outros investimentos

Ágio e deságio:

No início do exercício

Ágio na aquisição de ações da MPX Termoceará

Deságio na aquisição de ações da FAFEN Energia

Deságio na aquisição de ações da Termorio

Deságio na aquisição de ações da SFE Ltda.

Deságio na aquisição de ações da 5283 Participações

Amortização do deságio

No fim do exercício

Total dos investimentos


Aquisição e aporte de capital

Deságio na aquisição

de investimentos

Reserva de reavaliação

Equivalência patrimonial

Ganho cambial sobre

patrimônio líquido de

controladas no exterior

Dividendos

Baixa



Aquisição e aporte de capital

Equivalência patrimonial

Dividendos

Variação cambial


Petroquisa

1.489.493

227.571

(95.341)

1.621.723

Petrobras

Distribuidora

3.167.476

1.900.000

683.114

(280.282)

5.470.308

Gaspetro

1.317.128

323.398

86.442

(33.472)

1.693.496

Transpetro

1.195.667

394.307

(142.620)

1.447.354

Downstream

1.279.680

187.445

(433.741)

1.033.384

PCEL

218.498

229.240

(425.342)

22.396

E-Petro

19.053

2.585

2.647

(2.509)

21.776

PIB BV

2.656.926

502.772

(313.999)

2.845.699

Brasoil

1.809.144

(317.403)

(202.610)

(184.824)

1.104.307

PNBV

104.526

492.752

(12.353)

584.925

UTE N.Piratin.

10

10

Petrobras

Colombia

8.037

8.037

FAFEN

Energia

138.603

59.555

198.158

SFE-Soc. Flum.

Energia Ltda.

202.974

(56.825)

146.149

Baixada

Santista

Energia Ltda.

217.770

67

217.837

5283

Participações

Ltda.

232.281

518.391

14.741

765.413

MPX-

Termoceará

Ltda.

229.849

(67.875)

161.974

Termorio S.A.

2.540.272

(139.795)

2.400.477

Ibiritermo

15.655

15.655

Termobahia

Ltda.

5.555

20.762

(7.383)

18.934

2005

13.642.077

5.935.239

2.335.172

(528.962)

(986.949)

(618.565)

19.778.012

2004

11.486.553

1.358.102

15.159

9.161

1.769.593

(359.391)

(546.885)

(90.215)

13.642.077

2005

225.275

209.938

40.279

(3.985)

(11.197)

460.310

20.238.322

234.529

20.472.851

(54.337)

103.810

(38.610)

(39.259)

(84.650)

6.820

(106.266)

20.366.625

2004

139.132

96.434

(10.291)

225.275

13.867.352

235.863

14.103.215

(55.762)

(15.159)

16.584

(54.337)

14.048.878

CONTROLADORACONTROLADORA

TOTALSUBSIDIÁRIASSUBSIDIÁRIAS

TOTALCOLIGADASCONTROLADAS EM CONJUNTO

UTE NORTE

FLUMINENSE

40.528

5.913

7.932

(3.985)

50.388

TERMOGAÚCHA

67.417

7.775

75.192

TERMOSERGIPE

200

200

TERMOAÇU

116.400

9.748

366

126.514

GNL DO

NORDESTE

255

255

COMPAÑIA

MEGA S.A.

184.824

31.981

(11.197)

205.608

COLIGADAS CIA.

PETROQUIMICA

PAULISTA

475

1.678

2.153

(b) Mutação dos investimentos e do ágio e deságio




(e) Ágio e deságio

O deságio registrado na PETROBRAS, apurado na operação de aquisição de ações da BR, no valor de R$ 62.821,

está sendo amortizado no prazo previsto no laudo de avaliação (10 anos), e o apurado na aquisição do controle

acionário da FAFEN Energia (80,20%) no valor de R$ 15.159, está sendo amortizado no prazo, extensão e

proporção dos resultados projetados no laudo de avaliação.

Na aquisição de 50% das ações da TERMORIO, a PETROBRAS apurou um deságio no valor de R$ 38.610 que somente

será amortizado, de acordo com a Instrução CVM nº 247/96, quando da alienação ou liquidação do investimento.

Na aquisição da TERMOCEARÁ Ltda., foi apurado um ágio de R$ 103.810, fundamentado na expectativa de

resultado futuro, a ser amortizado no prazo de até 10 anos.

Movimentação do ágio/deságio:


(c) Informações em 31 de dezembro de 2005 das

controladas em conjunto incluídas na consolidação

(d) Informações sobre coligadas

CONTROLADAS EM

CONJUNTO DIRETAMENTE

CONTROLADAS EM

CONJUNTO INDIRETAMENTE

TERMOGAUCHA TERMOSERGIPE TERMOAÇU

UTE NORTE

FLUMINENSE

GNL DO

NORDESTE MEGA

DISTRIBUIDORAS

DE GÁS OUTRAS

Ativo Circulante 1.130 18 3.480 249.141 29 438.847 708.911 528.682

Ativo Realizável

a Longo Prazo 28 551 344 111.703 288.376

Ativo Permanente 299.380 431 515.304 1.314.490 481 513.996 969.928 3.605.183

Passivo Circulante 37 1 13.062 402.121 295.765 625.446 344.722

Passivo Exigível

a Longo Prazo 6.087 132.867 657.626 52.399 319.758 1.866.468

Patrimônio Líquido 294.414 999 373.198 503.884 510 604.729 845.338 2.211.051

Receita Operacional

Líquida 833.717 134.579 2.224.883 901.841

Lucro Líquido

do Exercício 113.579 35.515 230.053 49.177

Percentual de

Participação - % 25% 20% 34% 10% 50% 34% 23,50% a 50,00% 16,67% a 72,00%

Outras Coligadas 1.862 83 1.862 191

2005 2004

VINCULADAS À PETROQUISA

PARTICIPAÇÃO

NO CAPITAL

SUBSCRITO %

PATRIMÔNIO

LÍQUIDO

LUCRO

LÍQUIDO DO

EXERCÍCIO

NO REALIZÁVEL

A LONGO PRAZO

NO ATIVO

PERMANENTE

NO REALIZÁVEL

A LONGO PRAZO

NO ATIVO

PERMANENTE

Petroquímica União

S.A. – PQU 17,44 755.890 82.178 131.839 105.086

Companhia Petroquímica

do Sul S.A. – COPESUL 15,63 1.246.159 566.575 194.799 181.124

Deten Química

S.A – DETEN 27,70 266.419 59.876 74.645 61.069

BRASKEM S.A. 8,45 4.697.993 687.796 397.225 267.182 93.917

1.862 798.591 330.113 380.318

Outros investimentos 1.592 5.953 1.476 3.509

3.454 804.544 331.589 383.827


Saldo do deságio em 31/12/2004 270.696 54.337

Deságio na aquisição de ações da Termorio 38.610 38.610

Deságio na aquisição de ações da SFE Ltda. 39.259 39.259

Deságio na aquisição de ações da 5283 Participações 84.650 84.650

Amortização do Deságio (6.820) (6.820)

Saldo do deságio em 31/12/2005 426.395 210.036

Ágio na aquisição de ações da MPX Termoceará (103.810) (103.810)

Ágio na aquisição de Outras Empresas (385.357)

Saldo do ágio / deságio em 31/12/2005 (62.772) 106.226

Na controladora, o saldo do deságio no montante de R$ 210.036, está contabilizado em investimento, no

consolidado, o saldo do deságio no montante de R$ 426.395, está apresentado como resultado de exercícios futuros.

(f) Informações relevantes sobre operações envolvendo subsidiárias e controladas

Permuta de ativos – PETROBRAS e REPSOL - YPF

Em 28 de dezembro de 2000, a PETROBRAS e a Repsol YPF celebraram o Contrato de Permuta de Ativos, onde

a PETROBRAS, em troca de ações da EG3 na Argentina, cedeu à Repsol YPF participação de 30% na Refinaria

Alberto Pasqualini – REFAP, o direito de comercialização de combustíveis em cerca de 230 postos de gasolina da

BR Distribuidora e a participação de 10% no campo de Albacora Leste.

Empresas com administração compartilhada, consolidadas na proporção das participações no capital social.



A PETROBRAS pagou aproximadamente R$ 165.000 pela aquisição das quotas da SFE e assumiu a dívida da

empresa de aproximadamente R$ 250.000. Com a conclusão da aquisição, a PETROBRAS assinou documentação

de encerramento do Contrato de Consórcio, extinguindo as obrigações dos pagamentos mensais contingenciais ali

previstos. Dessa forma, a PETROBRAS passou a usufruir integralmente dos benefícios advindos daquela aquisição

(operação e lastro físico para comercialização de energia elétrica).

Aquisição da Termoceará Ltda.

Em 24 de junho de 2005, a PETROBRAS adquiriu a Termoceará Ltda. A usina, com capacidade líquida de geração

de 220 MW, é uma planta do tipo Merchant, uma das quais a PETROBRAS firmou, entre 2001 e 2002, contrato

com cláusula de pagamentos contingenciais referentes a impostos, taxas e tarifas, custos de operação, manutenção

e investimentos (capacity) , em caso da usina não obter receitas suficientes para cobrir estes itens.

O valor total da operação de aquisição foi de aproximadamente R$ 327.000, sendo R$ 193.000 o preço das quotas e

R$ 134.000 destinados a liquidação das obrigações junto aos financiadores (lenders) do projeto (BNDES e Eximbank).

Em contrapartida, a PETROBRAS foi isentada dos pagamentos contingenciais decorrentes do contrato de

consórcio e usufruirá integralmente de qualquer benefício advindo da Usina (operação e lastro físico para a

comercialização de energia elétrica).

Aquisição da CEG-RIO

A PETROBRAS, através da sua subsidiária PETROBRAS GÁS S/A - GASPETRO, concluiu em 11 de julho de 2005 a

aquisição de 12,41% das ações (ordinárias e preferenciais) da Distribuidora de Gás Natural Canalizado CEG-RIO,

pelo montante de R$ 39.334 (US$ 17 milhões). Com essa aquisição, a participação acionária da GASPETRO no

capital social dessa Companhia passa a ser de 37,41%, caracterizando, a partir daquela data, o controle

compartilhado conforme preceituam as disposições contidas na Instrução CVM 247/96.

(g) Investimentos em empresas com ações negociadas em bolsas

Apresentamos, a seguir, os investimentos em companhias abertas com ações negociadas em bolsas de valores:


O contrato estabeleceu, em sua cláusula 4ª, que as partes que receberam em permuta as ações da EG3 e da

REFAP deveriam, ao longo dos oito anos seguintes à data de 01 de janeiro de 2001, rever, anualmente, os valores

de referência do Grupo EG3 e da REFAP (chamados de “escaladores”), ajustando-os, segundo as condições da

referida cláusula, para que, ao final do período, fosse apurado o valor definitivo das ações da EG3 e da REFAP,

determinando as posições definitivas dos ativos e seu pagamento à parte credora, com anuência de ambas as partes.

A partir do Acordo de Encerramento dos Escaladores firmado em 29 de dezembro de 2005, e com validade a

partir de 1° de janeiro de 2006, as empresas promoveram a liquidação antecipada e definitiva dos escaladores. O

valor líquido e final, atualizado monetariamente, devido pela Repsol YPF à PETROBRAS para o período integral de

8 (oito) anos, incluindo as projeções dos anos 2006, 2007 e 2008 para os ativos envolvidos, alcançou o montante

de R$ 180.164, já computados os juros de 8% ao ano estabelecidos em contrato. Desse valor, R$ 67.384 foram

contabilizados nas demonstrações contábeis da PETROBRAS de 31 de dezembro de 2005 como Outras Receitas

Não Operacionais e o restante como Receitas Financeiras.

Este valor é definitivo, não sujeito à revisão ou verificação por qualquer das partes, encerrando, assim,

reciprocamente, a aplicação e quantificação dos escaladores, conforme previsto no Acordo de Encerramento.

Aquisição da Baixada Santista Energia Ltda. – BSE

Em 23 de dezembro de 2004, a Diretoria Executiva aprovou a aquisição das quotas pertencentes à Marubeni

Corporation na Baixada Santista Energia Ltda. – BSE, uma sociedade de propósito específico incorporada no âmbito

do Projeto UTE Cubatão. Essa operação envolve aproximadamente R$ 244.000, e a retomada do projeto irá atender

as necessidades atuais de renovação do sistema de geração de energia e vapor para a Refinaria de Cubatão (RPBC).

A Usina Termelétrica de Cubatão, deverá entrar em operação em outubro de 2007, e fornecerá 47 MW e 415

t/h de vapor para a Refinaria Presidente Bernardes de Cubatão (RPBC), pertencente à PETROBRAS. Da

capacidade excedente de 158 MW, 141 MW foram comercializados através do leilão de energia nova, realizado

em 16 de dezembro de 2005, o que proporcionará receita anual de R$ 85.000, por 15 anos, a partir de 2010.

A PETROBRAS detinha 0,01% do capital da Baixada Santista Energia Ltda., e pagou R$ 47.000 pelos 99,99%

pertencentes à Marubeni correspondente aos custos incorridos até 09 de março de 2005, no desenvolvimento do projeto.

Aquisição de participação na TERMORIO

Em fevereiro de 2005, o processo arbitral da TERMORIO, iniciado em dezembro de 2003, foi concluído mediante

o pagamento de aproximadamente R$ 219.000 à NRG INTERNATIONAL HOLDING (NRG) e a conseqüente

transferência das ações pertencentes à NRG para a PETROBRAS. Dessa forma, a PETROBRAS passou a ser

detentora de 100% das ações da TERMORIO.

Aquisição da Sociedade Fluminense de Energia Ltda. – SFE

Em 29 de abril de 2005, a PETROBRAS adquiriu a Sociedade Fluminense de Energia – SFE. A usina, com capacidade líquida

de geração de 386 MW, é uma planta do tipo Merchant, uma das quais a PETROBRAS firmou, ente 2001 e 2002, contrato

de consórcio (Eletrobolt) com cláusula de pagamentos contingenciais referentes a impostos, taxas e tarifas, custos de

operação, manutenção e investimentos (capacity) , em caso da usina não obter receitas suficientes para cobrir estes itens.

COTAÇÃO EM BOLSA

DE VALORES

LOTE DE MIL AÇÕES (R$ POR AÇÃO) VALOR DE MERCADO

EMPRESA 2005 2004 TIPO 2005 2004 2005 2004

Consolidado

Braskem 12.111 3.027.736 ON 17,39 0,094 210.610 284.607

Braskem 18.522 4.630.565 PNA 19,06 0,134 353.029 620.496

COPESUL 23.482 2.348.201 ON 31,25 0,380 733.813 892.316

PQU 8.738 8.738 ON 13,90 17,500 121.458 152.915

PQU 8.738 8.738 PN 10,69 17,500 93.409 152.915

1.512.319 2.103.249


Adicionalmente, a nova legislação determina a migração dos contratos de risco compartilhado, que devem ser

substituídos por novos contratos de acordo com as modalidades estabelecidas na Lei, e introduz mudanças na

atividade de distribuição de produtos derivados de petróleo. Em 20 de maio de 2005, foram firmados contratos

de associação entre a YPFB (empresa estatal Boliviana) e as empresas de distribuição de combustíveis, para

ampliar o prazo de operação das Distribuidoras até que a YPFB disponha de recursos financeiros necessários para

desenvolver esse segmento em todo território nacional.

Até 31 de dezembro de 2005 o governo boliviano ainda não tinha apresentado os novos modelos de contratos

mencionados na Lei (operação, produção compartilhada e associação). O impacto para a Companhia,

correspondente à migração dos atuais contratos de risco compartilhado, será analisado após se conhecer os

modelos propostos e seus respectivos regulamentos.

Revisão dos convênios operacionais na Venezuela

Em abril de 2005 o Ministério de Energia e Petróleo da Venezuela (MEP) instruiu a empresa Petróleos de Venezuela

S.A. (PDVSA) a revisar os trinta e dois convênios operacionais celebrados por filiais da PDVSA com empresas

petroleiras entre 1992 e 1997, entre os quais se incluem os contratos firmados pela Petrobras Energia Venezuela

S.A., controlada da PESA, que regulam a exploração das áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema e Mata.

Sob as novas normas, deverão ser adotadas todas as medidas necessárias para adaptar os convênios

operacionais, atualmente vigentes na modalidade de empresas mistas, nas quais o Estado, através da PDVSA, terá

uma participação maior que 50%. Com relação a esses convênios, o MEP enviou instruções a PDVSA para que o

montante dos pagamentos aos operadores durante o ano de 2005, não exceda a 66,67 % do valor determinado

em dólares norte-americanos do petróleo entregue conforme os convênios operativos vigentes.

Em junho de 2005, a PDVSA notificou a Petrobras Energia Venezuela S.A. que procederá o pagamento em

bolívares, dos montantes das remunerações previstas nos convênios operacionais que correspondam ao

componente nacional (venezuelano) dos materiais e serviços. Essa atitude modifica o estipulado nesses

convênios, segundo os quais, os pagamentos da PDVSA devem ser efetuados em dólares norte-americanos. Até

que ela realize uma auditoria que permita determinar a porção correspondente ao componente nacional, ficou

definido que a PDVSA pagará 50% dos montantes estipulados anteriormente nos contratos em dólares dos

Estados Unidos e 50% em bolívares. A aplicação das novas regras e a necessidade de pagamento dos

compromissos financeiros da Petrobras Energia Venezuela no exterior obrigou a realização de operações para a

transferência de divisas para o exterior. Posteriormente e a partir das cobranças correspondentes à produção do

terceiro trimestre de 2005, a porção do pagamento em bolívares se reduziu a 25 %.

O Serviço Nacional Integrado de Administração Tributária da Venezuela (SENIAT), realizou uma sucessão de

inspeções tributárias sobre as empresas que operam os 32 convênios operacionais de petróleo e como resultado

desses procedimentos foram efetuados ajustes que resultaram em uma perda equivalente a R$ 42.133 mil, além

do aumento da taxa do imposto de renda de 34 % para 50 %.

Em 29 de setembro de 2005, a Petrobras Energia Venezuela S.A. firmou os Acordos Transitórios com a PDVSA,

através dos quais se compromete a negociar os termos e condições da conversão dos acordos operacionais das

Áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema e Mata e adicionalmente reconhece a aplicação do limite de


(h) Outras informações

Acordo de venda e associação com Teikoku Oil Co. Ltd. em operações no Equador

Em janeiro de 2005 a PETROBRAS Energia S.A. - PESA assinou um acordo prévio de venda e associação com a

Teikoku, através do qual, uma vez obtida a aprovação e autorização prévia do Ministério de Energia e Minas do

Equador, cederá 40% dos direitos e obrigações dos contratos de participação nos Blocos 18 e 31. Foi acordado

que no momento em que a produção do Bloco 31 alcance uma média de 10.000 barris ao dia em um período

de 30 dias corridos, a Teikoku assumirá o pagamento de 40% do contrato de transporte de petróleo à Oleodutos

de Crudos Pesados - OCP. Durante a transição e até que seja alcançada a referida produção, a Teikoku assumirá

o pagamento de 20% do contrato a partir de 1º de julho de 2006.

A Teikoku realizará também um único pagamento de 20% correspondente a um adicional do referido contrato,

considerando o menor dos seguintes períodos: (a) de 1º de julho de 2006, até que o Bloco 31 alcance a

mencionada produção; ou (b) dos 18 meses anteriores ao alcance do referido nível de produção.

Pela aquisição, a Teikoku realizará um pagamento inicial no montante de US$ 5 milhões e efetuará um desembolso

adicional de US$ 10 milhões. Além disso, ela realizará investimentos no Bloco 31 superiores a sua participação no

empreendimento, o que permitirá acelerar o desenvolvimento do bloco e a conseqüente monetização das reservas.

O acordo permitirá liberar 40% das cartas de crédito que a PESA mantém em relação ao cumprimento dos

compromissos comerciais, vinculados ao contrato de transporte com a empresa OCP.

Nova lei dos hidrocarbonetos da Bolívia

Desde o dia 19 de maio de 2005 está em vigor, na Bolívia, a Nova Lei de Hidrocarbonetos nº 3.058, a qual revoga

a antiga Lei de Hidrocarbonetos nº 1.689 de 30 de abril de 1996.

A nova Lei estabelece, entre outros pontos, uma maior carga tributária para as empresas do setor, através de

uma porcentagem de 18% de royalties e de um imposto direto sobre os hidrocarbonetos (IDH) de 32%, a ser

aplicado de forma direta sobre 100% da produção, os quais se somam aos impostos vigentes através da lei nº.

843. Em 30 de junho de 2005 foi efetuado o primeiro pagamento do novo imposto (IDH). Até 31 de dezembro

de 2005 a Companhia reconheceu o montante de US$ 64 milhões referentes a esse imposto.

COTAÇÃO EM BOLSA

DE VALORES

LOTE DE MIL AÇÕES (R$ POR AÇÃO) VALOR DE MERCADO

EMPRESA (Continuação) 2005 2004 TIPO 2005 2004 2005 2004

Controladora

Petroquisa 10.098.083 10.098.083 ON (*) (*) 1.767.165 1.808.668

Petroquisa 9.505.390 9.505.390 PNA 0,175 0,179 1.663.443 1.701.465

PEPSA 1.249.717 1.249.717 ON 2,94 3,17 3.674.168 3.961.603

PESA (**) 230.193 177.709 ON 6,55 6,60 1.507.764 1.172.879

8.612.540 8.644.615

O valor de mercado para essas ações não reflete, necessariamente, o valor de realização de um lote representativo de ações.

(*) As ações ordinárias da PETROQUISA, negociadas em bolsas de valores, não possuem liquidez. Assim sendo, para a apuração do valor de mercado, foi

considerada a cotação das ações preferenciais.

(**) Essas ações não incluem a participação através da PEPSA.


Acordo marco de conciliação e renúncias mútuas (“Acordo Marco”) – CIESA

A fim de promover o saneamento financeiro da Compañia de Inversiones de Energia S.A. – CIESA, sociedade

controlada em conjunto da PESA e da ENRON, a PESA transferiu 7,35% de sua participação na Transportadora de

Gás Del Sur S.A. – TGS (controlada da CIESA) para a ENRON e, de forma simultânea, a ENRON transferiu 40% de

sua participação no capital da CIESA para um agente fiduciário. Em um segundo momento, uma vez que se obtenha

as aprovações necessárias do Ente Nacional Regulador Del Gas e da Comisión Nacional de Defensa de la

Competencia, a ENRON transferirá os 10% de participação remanescentes na CIESA para os credores financeiros

em troca de 4,3% das ações ordinárias – classe B da TGS pertencentes a CIESA, como pagamento da dívida.

Uma vez completada a reestruturação da dívida, e considerando que, de maneira simultânea às transferências

acionárias mencionadas anteriormente, se transferirá a favor de PETROBRAS Energia S.A. e da PETROBRAS

Hispano Argentina S.A. a titularidade das ações da CIESA cuja propriedade fiduciária detém o fideicomisso, o capital

social da CIESA será composto por: (i) ações Classe A em poder direto e indireto da PETROBRAS Energia S.A.

representativas de 50% do capital social e dos votos da CIESA e (ii) ações Classe B em poder dos credores

financeiros da CIESA representativas dos 50% restantes do capital social e dos votos da CIESA.

Por estar operando sob restrições de longo prazo que prejudicam significativamente a sua capacidade de

transferir recursos para os investidores, a CIESA está sendo excluída do processo de consolidação da PESA e,

conseqüentemente, da PETROBRAS, conforme Instrução CVM 247/96.

Endividamento da CIESA e TGS

Em setembro de 2005, CIESA subscreveu um acordo de reestruturação de sua dívida financeira com a totalidade

de seus credores financeiros. A dívida a reestruturar, com vencimento original em abril de 2002, totaliza

aproximadamente US$ 270 milhões.

Em virtude do Acordo subscrito, CIESA refinanciou dívida por um montante aproximado de US$ 23 milhões a

um prazo de 10 anos e, uma vez que se obtenha as aprovações que se requererão do Ente Nacional Regulador

del Gás e da Comisión Nacional de Defensa da Competência, entregará a seus credores financeiros

aproximadamente 4,3% das ações ordinárias Classe B de TGS e capitalizará o saldo da dívida remanescente.

Em outubro de 2004, a TGS efetuou uma proposta de reestruturação de US$ 1.018 milhões de seu

endividamento que foi finalizado em dezembro de 2004. A dívida apresentada para permuta atingiu US$ 1.016

milhões, o que representou aproximadamente a 99,76% do endividamento da TGS. Os credores que aceitaram a

proposta receberão um pagamento em dinheiro equivalente a 11% do endividamento, novos títulos da dívida

pelos 89% restantes e um pagamento em dinheiro dos juros a que tinham direito e não pagos da dívida anterior.

Como conseqüência dos acordos financeiros celebrados em relação a reestruturação da dívida, a TGS está

sujeita ao cumprimento de uma série de restrições, que incluem, entre outras, limites para emissão de dívida,

empreendimentos de investimentos, venda de ativos, pagamento de honorários por assistência técnica e

distribuição de dividendos.

A nova dívida conta com uma cláusula de amortização antecipada, cuja efetivação e montante

correspondente dependem do coeficiente da dívida consolidada, o nível de liquidez e de pagamentos

posteriores que a TGS deve efetuar.


66,67% sobre o valor pago aos operadores em 2005. O reconhecimento do referido limite implicou uma redução

da receitas de vendas, no montante equivalente a R$ 100.650 mil no exercício de 2005.

A Companhia, através de sua controlada na Venezuela, realizou projeções de fluxo de caixa considerando cenários

distintos, conforme as informações disponíveis em virtude do estágio atual das negociações junto a PDVSA. As

previsões realizadas são muito sensíveis a quaisquer mudanças nos cenários considerados. As perdas provisionadas,

considerando-se a melhor estimativa disponível do resultado da conversão dos contratos, líquidas do deságio na

aquisição, em 2002, de 58,6% das ações da Perez Companc, atual Petrobras Energia Participaciones S.A. - PEPSA,

no valor equivalente a R$ 190.414 e da participação dos minoritários no montante de R$ 135.564, impactaram o

resultado consolidado da PETROBRAS em R$ 1.720 equivalentes, desdobrados da seguinte forma no resultado:

R$ Mil

Perda no resultado de participações em investimentos relevantes (44.473)

Perda na recuperação de ativos, líquida de amortização do deságio (8.546)

Perda em imposto de renda e contribuições sociais (reversão de créditos fiscais) (84.265)

Participação de minoritários 135.564

Perda líquida 1.720

Reestruturação da dívida da TRANSENER S.A.

A Companhia de Transporte de Energia de Alta Tensión S.A. – TRANSENER é uma sociedade controlada indireta

da CITELEC, cujo controle é exercido de forma compartilhada pela PETROBRAS Energia S.A. – PESA.

Em 30 de junho de 2005, a TRANSENER S.A. finalizou o processo de reestruturação de sua dívida financeira, obtendo

98,8% de aceitação por parte dos credores que participaram da oferta de troca. A dívida resgatada na reestruturação

representou um valor nominal aproximado equivalente de US$ 460 milhões. Como resultado da escolha dos credores

e de acordo com os mecanismos de “pro - rateio”, concessão e demais condições da Oferta de Reestruturação, a

TRANSENER S.A. emitiu títulos negociáveis, ações classe B e realizou pagamentos relativos a reestruturação da dívida.

Como conseqüência dos acordos financeiros celebrados para promover a reestruturação da dívida, a

TRANSENER S.A. está sujeita ao cumprimento de uma série de restrições, que incluem, entre outras coisas, limites

para a emissão de dívida, aquisição de investimentos, venda de ativos e distribuição de dividendos.

Na ocasião em que a PETROBRAS Participaciones S.L. – PPSL adquiriu o controle acionário da PETROBRAS

Energia Participaciones S.A. – PEPSA, a PETROBRAS Energia S.A. – PESA assumiu o compromisso unilateral de

vender a totalidade de sua participação acionária na CITELEC. Desta forma, a CITELEC e sua controlada

TRANSENER são excluídas do processo de consolidação da PESA e, conseqüentemente, da PETROBRAS.

Como resultado da emissão das ações, a participação da CITELEC na TRANSENER passou de 65,00% para

53,67% e a participação indireta de 32,50% para 26,84%.


12. Imobilizado

(a) Por área de negócio

(b) Por tipo de ativos


Cisão parcial e desproporcional da DOWNSTREAM

A Assembléia Geral Extraordinária dos acionistas da PETROBRAS realizada em 30 de agosto de 2005 deliberou e

aprovou a cisão parcial e desproporcional da Downstream Participações Ltda., seguida de incorporação da parcela

cindida ao seu patrimônio.

Essa operação objetivou a reorganização dos ativos, de forma que a participação na 5283 Participações Ltda.,

empresa relacionada a Área Internacional, fosse incorporada aos ativos da PETROBRAS, ficando os demais ativos

da Downstream representados pelas atividades nacionais da Área de Abastecimento (REFAP).

Aquisição de novos negócios na Colômbia, Paraguai e Uruguai

Conselho de Administração da PETROBRAS aprovou em novembro de 2005 a aquisição de 51% do capital da

Gaseba Uruguay - Grupo Gaz de France S.A., concessionária de distribuição de gás natural em Montevidéu, Uruguai,

da GDF International (GDFI). A aquisição ainda está sujeita à conclusão e assinatura de um acordo de compra e

venda entre PETROBRAS e GDFI e ao cumprimento de determinados trâmites legais, particularmente com relação

aos acionistas minoritários da Gaseba, à aprovação das autoridades Uruguaias e à aprovação do governo Francês.

Em dezembro de 2005 a PETROBRAS assinou três contratos de aquisição de ações - Share Purchase

Agreement, para a aquisição dos negócios de combustíveis (varejo e mercado comercial) na Colômbia e a

totalidade das operações no Paraguai e Uruguai de ativos oriundos da Shell, no valor aproximado de US$ 140

milhões. O valor final da transação será definido na passagem definitiva dos ativos para a PETROBRAS durante o

ano de 2006. A aquisição nestes países está sujeita às devidas permissões governamentais.

A conclusão destas operações está em linha com os objetivos estabelecidos no Planejamento Estratégico da

PETROBRAS de se consolidar como uma empresa integrada de energia, com forte presença internacional e líder

na América Latina.

Criação de empresa no Japão

A PETROBRAS, através de sua subsidiária PETROBRAS International Braspetro B.V. - PIB BV, constituiu no Japão a

Brazil-Japan Ethanol Co., Ltd, (em japonês será Nippaku Ethanol K.K.), com o objetivo de importar e distribuir

etanol de origem brasileira, desenvolvendo soluções técnicas e comerciais que resultem no suprimento confiável

e de longo prazo de álcool para o mercado japonês.

A Brasil-Japan Ethanol Co. Ltd terá a participação acionária de 50% da PETROBRAS e 50% da Nippon Alcohol

Hanbai K.K., que detém 70% do mercado de distribuição de etanol naquele país. A gestão societária será

compartilhada pelas duas empresas, unindo os esforços de ambas, que possuem conhecimento, tecnologia e

experiências distintas, para viabilizar a exportação do etanol do Brasil para o Japão em grandes volumes para uso

combustível, com qualidade e segurança.

A nova empresa buscará soluções técnicas e comerciais para introduzir o etanol na matriz energética japonesa,

em substituição aos combustíveis fósseis, de forma a reduzir a emissão de gases causadores do efeito estufa,

como o dióxido de carbono, contribuindo assim para o sucesso do protocolo de Quioto.

Estrategicamente, a criação da Brasil-Japan Ethanol Co. Ltd alinha-se ao objetivo fixado no Planejamento

Estratégico da PETROBRAS de internacionalização dos negócios.


2005 2004 2005 2004

DEPRECIAÇÃO DEPRECIAÇÃO

CUSTO ACUMULADA LÍQUIDO LÍQUIDO CUSTO ACUMULADA LÍQUIDO LÍQUIDO

Exploração e produção 94.509.236 (37.937.010) 56.572.226 51.559.331 65.828.983 (32.175.487) 33.653.496 27.898.275

Abastecimento 30.514.417 (13.026.018) 17.488.399 13.007.897 24.993.063 (11.980.071) 13.012.992 11.735.204

Distribuição 3.933.407 (1.473.422) 2.459.985 2.194.188

Gás e energia 16.275.937 (2.623.367) 13.652.570 11.039.843 2.482.165 (370.399) 2.111.766 1.002.819

Internacional 23.174.111 (9.907.913) 13.266.198 13.579.293 25.449 (12.068) 13.381 11.893

Corporativo 2.855.876 (865.900) 1.989.976 1.942.672 2.842.251 (861.821) 1.980.430 1.933.885

171.262.984 (65.833.630) 105.429.354 93.323.224 96.171.911 (45.399.846) 50.772.065 42.582.076


2005 2004 2005 2004

TEMPO DE

VIDA ÚTIL(*)

ESTIMADO DEPRECIAÇÃO DEPRECIAÇÃO

EM ANOS CUSTO ACUMULADA LÍQUIDO LÍQUIDO CUSTO ACUMULADA LÍQUIDO LÍQUIDO

Edificações e

benfeitorias 25 a 40 3.995.948 (1.837.325) 2.158.623 1.954.466 2.240.751 (1.347.613) 893.138 768.427

Equipamentos e

outros bens 3 a 30 76.383.972 (36.635.571) 39.748.401 41.058.181 33.879.707 (22.596.731) 11.282.976 10.650.030

Direitos e

concessões 3.229.106 (523.139) 2.705.967 2.208.816 3.021.696 (437.165) 2.584.531 1.963.560

Terrenos 678.955 678.955 681.731 283.115 283.115 305.810

Materiais 1.950.346 (5.460) 1.944.886 1.521.880 1.820.767 1.820.767 1.444.345

Adiantamentos

a fornecedores 1.661.790 (37) 1.661.753 1.101.533 318.763 318.763 353.658

Projetos de expansão 24.848.858 24.848.858 15.919.522 12.761.597 12.761.597 8.575.024

Gastos com exploração

e desenvolvimento da

produção de petróleo

e gás (E&P) 58.514.009 (26.832.098) 31.681.911 28.877.095 41.845.515 (21.018.337) 20.827.178 18.521.222

171.262.984 (65.833.630) 105.429.354 93.323.224 96.171.911 (45.399.846) 50.772.065 42.582.076

Os equipamentos e instalações relacionados com a produção de petróleo e gás são depreciados de acordo com

o volume de produção mensal em relação às reservas provadas e desenvolvidas de cada campo produtor. Para

os ativos, cuja vida útil é menor do que a vida do campo, é utilizado o método da linha reta. Outros

equipamentos e ativos não relacionados com a produção de petróleo e gás são depreciados de acordo com a

sua vida útil estimada.



(e) Leasing de plataformas e navios

Em 31 de dezembro de 2005 e 2004, controladas diretas e indiretas mantinham contratos de leasing para

plataformas off-shore e navios que são afretados à PETROBRAS, sendo o compromisso assumido pela

Controladora equivalente ao montante daqueles contratos. A PETROBRAS, em 31de dezembro de 2005 e 2004

mantinha, também, contratos de leasing com terceiros para outras plataformas off-shore.

Os valores do imobilizado líquido de depreciação e do passivo que essas plataformas representariam caso

estivessem registradas como compra financiada de bens estão apresentados a seguir:

Os gastos antecipados com afretamentos de plataformas realizados em período anterior a sua entrada em

operação estão registrados como despesas antecipadas e totalizam R$ 1.185.714 em 2005 (R$ 1.042.818 em

2004), sendo R$ 949.347 no ativo realizável a longo prazo (R$ 924.535 em 2004).

A BRASOIL e a PETROBRAS participam de um conjunto de contratos relativos à obra de conversão e aquisição

da Plataforma P-36, cuja perda total (afundamento) ocorreu em 2001. Nos citados contratos, a BRASOIL e a

PETROBRAS se obrigaram a depositar a indenização do seguro da plataforma, em caso de sinistro, em favor de

um Agente das Garantias (Security Agent), para pagamento aos credores, de acordo com um mecanismo ajustado

contratualmente. Está em curso perante a Corte Londrina, ação judicial ajuizada por empresas que julgam serem

credoras de parte desses pagamentos que a BRASOIL e a PETROBRAS entendem ser direitos seus, de acordo com

o mecanismo de distribuição já mencionado.

Em abril de 2003, a BRASOIL apresentou em juízo uma garantia bancária, obtida junto a uma instituição

financeira, relativa ao pagamento da indenização securitária ao Agente das Garantias. A fim de facilitar a emissão

da garantia bancária, a BRASOIL forneceu à instituição financeira uma contra-garantia no valor de US$ 175 milhões.

De acordo com a decisão proferida pela Corte estrangeira em 15 de dezembro de 2005, foi determinado que

os seguintes pagamentos fossem feitos da garantia bancária de 30 de abril de 2004: US$ 171 milhões a ser pago

à BRASOIL; US$ 1,5 milhão a ser depositado em uma conta corrente mantida pelos advogados da BRASOIL,

Linklaters, valor esse que está aguardando a decisão dos pedidos de outras partes; quantias totalizando US$ 624

mil a serem depositadas em contas correntes mantidas pelo Likelaters para cobrir certas responsabilidades da

PETROMEC e da SANA para com a BRASOIL; e US$ 41 mil a ser pago ao agente segurador (security agent) com

relação às suas despesas. Tais pagamentos foram devidamente realizados durante dezembro de 2005. Em 4 de

janeiro de 2006, o fornecedor da garantia confirmou que a mesma foi cancelada.


(c) Gastos com exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás


2005 2004 2005 2004

Gastos capitalizados 58.514.009 54.282.790 41.845.515 38.123.142

Depreciação acumulada (26.700.662) (25.332.597) (20.934.244) (19.576.089)

Amortização de gastos c/ abandono (131.436) (73.100) (84.093) (25.831)

Investimento líquido 31.681.911 28.877.093 20.827.178 18.521.222

No exercício de 2005, a Companhia revisou, de acordo com a prática contábil descrita na Nota 2h, as estimativas

de gastos para futuro abandono de poços e desmantelamento de área de produção de óleo e gás, considerando

a vida útil econômica dos campos e os fluxos de caixa esperados, a valor presente, por uma taxa de juros livre de

riscos, ajustada pelo risco da PETROBRAS. Esta revisão resultou em um acréscimo da provisão no montante de

R$ 42.597, refletido como uma despesa no resultado do exercício, registrado na rubrica de custos exploratórios

para extração de petróleo e gás.

(d) Depreciação

A depreciação do exercício findo em 31 de dezembro está assim apresentada:


2005 2004 2005 2004

Parcela absorvida no custeio:

De bens 2.938.339 3.430.195 1.514.370 1.678.474

De gastos de exploração e produção 1.508.581 1.674.071 1.508.261 1.656.215

Custo para abandono de poços

capitalizados/provisionados 239.037 80.803 71.968 21.607

4.685.957 5.185.069 3.094.599 3.356.296

Parcela registrada diretamente no resultado 2.646.463 662.453 568.630 368.398

Outras 390

2.646.463 662.843 568.630 368.398

7.332.420 5.847.912 3.663.229 3.724.694


31.12.2005 31.12.2004 31.12.2005 31.12.2004

Imobilizado líquido de depreciação 1.260.601 1.547.952 290.982 353.981

Financiamento:

Curto prazo 613.396 770.242 79.540 89.305

Longo prazo 2.686.594 3.250.506 422.532 554.607

3.299.990 4.020.748 502.072 643.912



(liquidated damages), honorários advocatícios (attorney’s fees) e custas (expenses), reduzindo a condenação em

favor da BRASOIL e da PETROBRAS para aproximadamente US$ 245 milhões.

Dessa decisão, as seguradoras opuseram recurso ao Tribunal Pleno, que não foi provido, restando definitiva a

condenação supra. As partes (Seguradoras e BRASOIL), em abril de 2005 iniciaram tratativas visando à efetiva

quitação do crédito da BRASOIL, que, todavia, se mostraram infrutíferas. Por essa razão, em dezembro de 2005

houve a retomada do processo, aguardando as partes uma decisão do magistrado acerca do índice dos juros a

serem considerados, bem assim sobre o reembolso parcial das custas e despesas processuais havidas pela

BRASOIL. Não há data definida para o referido julgamento.

(g) Devolução de áreas na fase de exploração à ANP

Durante o exercício de 2005, a PETROBRAS devolveu para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis - ANP os direitos sobre:

A concessão exploratória ES-T-400 (Contrato de Concessão BT-ES-21 - contrato 48610.009492/2003)

As Áreas de Avaliação das Descobertas dos Poços:

1-BRSA-18-ESS/completando a devolução total do Bloco BC-600 (contrato 48000.003568/97-51)

1-BRSA-213-RJS/completando a devolução total do Bloco BC-100 (contrato 48000.003562/97-74)

(h) Devolução de campos na fase de produção, operados pela PETROBRAS, à ANP

Durante o exercício de 2005, a PETROBRAS devolveu para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis – ANP os direitos sobre os Campos de Ilha da Caçumba (contrato 48000.003774/97-42) e

Norte de Pescada, tendo a área desta concessão sido incorporada à área do Campo de Dentão (contrato

48000.003905/97-19), através de formalização de Resilição (Rescisão de Contrato).

(i) 7ª licitação de blocos exploratórios da ANP

Em outubro de 2005, a PETROBRAS adquiriu 96 (noventa e seis) novos blocos exploratórios, dos 251 (duzentos

e cinqüenta e um) licitados na Sétima Rodada de Licitações promovida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás

Natural e Biocombustíveis – ANP.

A PETROBRAS adquiriu 42 (quarenta e dois) blocos com exclusividade e outros 54 (cinqüenta e quatro) em

consórcio com outras empresas, sendo operadora em 28 (vinte e oito) destes.

O dispêndio total da PETROBRAS com o pagamento dos bônus de assinatura foi de R$ 503.527. Os novos

contratos de concessão foram assinados em 12 de janeiro de 2006.


O julgamento foi dividido em duas fases. O primeiro estágio ocorreu em outubro de 2003 e a decisão foi

proferida em 02 de fevereiro de 2004. Os termos da decisão são complexos e podem estar sujeitos à apelação.

Em resumo: (a) nem a PETROBRAS nem a BRASOIL foram declaradas inadimplentes; (b) PETROMEC e MARÍTIMA

estão sujeitas a reembolsar à BRASOIL a importância de aproximadamente US$ 58 milhões mais juros; e (c)

PETROMEC e MARÍTIMA não são responsáveis por atrasos ou trabalhos inacabados.

Em 15 de julho de 2005, foi proferida decisão determinando que a indenização do seguro pertence a BRASOIL,

exceto a quantia de US$ 629 mil mais juros que deve ser paga a outras partes no litígio, além de uma quantia

adicional de US$ 1.5 milhão, que deve ser mantida em suspenso até o resultado de certas questões pendentes.

Depois do julgamento de fevereiro de 2004, a PETROMEC emendou a ação judicial onde ela pleiteia o

montante de US$ 131 milhões a título de custos adicionais pelo upgrade realizado e, alternativamente, a título de

danos por declaração falsa, porém sem quantificação. O resultado final revela-se, portanto, incerto.

Na construção/conversão de navios em FPSO – Floating Production, Storage and Offloading e FSO – Floating,

Storage and Offloading, a BRASOIL, tendo em vista a inadimplência contratual dos construtores, aportou até 31

de dezembro de 2005, por conta dos mesmos, recursos financeiros no montante de US$ 599 milhões,

equivalentes a R$ 1.403.154 (R$ 1.566.180 em 2004) diretamente aos seus fornecedores e subcontratistas, com

o intuito de evitar atrasos nas construções/conversões e, conseqüentemente, prejuízos à BRASOIL.

Com base em pareceres dos assessores jurídicos da BRASOIL, esses gastos são passíveis de ressarcimento, pois

representam um direito da BRASOIL junto a tais construtores, motivo pelo qual foram impetradas ações judiciais

de ressarcimento financeiro em cortes internacionais. Entretanto, em decorrência da característica litigiosa desses

ativos, e as incertezas sobre as probabilidades de todo o recebimento dos valores desembolsados,

conservadoramente, estão provisionados como créditos de liquidação duvidosa a parcela desse saldo não coberto

por garantias reais, no montante de US$ 527 milhões, equivalentes a R$ 1.234.525 em 31 de dezembro de 2005

(R$ 1.374.953 em 2004).

(f) Ação judicial nos Estados Unidos

Em 25 de julho de 2002, a BRASOIL e a PETROBRAS venceram, em primeira instância, perante a Justiça norte-

americana, ações conexas movidas pelas seguradoras United States Fidelity & Guaranty Company e American

Home Assurance Company, as quais tentavam obter, desde 1997, em face da primeira (BRASOIL), declaração

judicial que as isentassem da obrigação de pagar o valor do seguro de construção (performance bond) das

plataformas P-19 e P-31, e, em face da segunda (PETROBRAS), buscavam ressarcimento de quaisquer quantias

que viessem a ser condenadas no processo de execução da perfomance bond. Por decisão judicial da Corte

Federal do Distrito Sul de Nova York, restou reconhecido à BRASOIL e à PETROBRAS o direito ao recebimento por

perdas e danos do valor de US$ 237 milhões, acrescido de juros e reembolso de despesas judiciais na data do

efetivo pagamento, referentes ao performance bond, totalizando aproximadamente US$ 370 milhões.

Contra essa decisão as seguradoras ofereceram recursos de apelação perante a Corte de Apelação do Segundo

Circuito (United States Court of Appeals for the Second Circuit). No dia 20 de maio de 2004, foi proferida a decisão

do Tribunal que confirmou, em parte, a sentença, quanto à responsabilidade das seguradoras ao pagamento dos

performance bonds. Não obstante, afastou a obrigação das seguradoras quanto ao pagamento da multa



O valor justo estimado para os empréstimos de longo prazo da Controladora e do consolidado, em 31 de

dezembro de 2005, era respectivamente de R$ 6.492.649, e R$ 34.670.535 calculado a taxas de mercado

vigentes, considerando natureza, prazo e riscos similares aos dos contratos registrados, e pode ser comparado com

o valor contábil de R$ 6.408.872 e R$ 34.439.489.

As operações de hedge, contratadas para cobertura de Notes emitidos no exterior em moedas estrangeiras,

estão divulgadas na Nota 24.

(a) Vencimentos do principal dos financiamentos de longo prazo

(b) Taxas de juros dos financiamentos de longo prazo

(c) Saldos por moedas no longo prazo

2005


2007 6.865.096 1.191.972

2008 5.233.277 769.235

2009 3.549.448 560.165

2010 4.636.170 1.551.457

2011 em diante 14.155.498 2.336.043

Total 34.439.489 6.408.872


2005 2004 2005 2004

No exterior

Até 6% 9.939.475 14.707.825 2.263.927 3.339.265

De 6 a 8% 6.204.469 6.636.665 759.410 959.574

De 8 a 10% 10.645.329 12.102.001 8.324 696.795

De 10 a 12% 1.708.170 1.365.403

Outros 365.101

28.497.443 35.176.995 3.031.661 4.995.634

No País

Até 6% 1.520.302 1.848.391 104.764 832.871

De 6 a 8% 667.198 972.483 528.840

De 8 a 10% 561.254 606.252 555.313 599.145

De 10 a 12% 3.193.292 4.224.378 2.188.294 2.161.470

Outros 148.386

5.942.046 7.799.890 3.377.211 3.593.486

34.439.489 42.976.885 6.408.872 8.589.120


2005 2004 2005 2004

Dólar norte-americano 28.127.183 34.316.556 2.377.944 3.247.769

Iene 783.715 1.190.003 783.715 1.190.003

Euro 564.437 801.071 398.843 562.338

Real 3.160.909 5.669.497 2.848.370 3.589.010

Outras 1.803.245 999.758

34.439.489 42.976.885 6.408.872 8.589.120

13. Financiamentos


CIRCULANTE LONGO PRAZO CIRCULANTE LONGO PRAZO

2005 2004 2005 2004 2005 2004 2005 2004

No exterior

Instituições financeiras 5.228.367 5.445.159 10.363.546 15.237.769 778.554 1.010.071 2.659.830 3.846.012

Obrigações ao portador –

"Notes", Global Notes e

Global step-up Notes 1.012.479 1.475.864 15.340.322 15.163.027 601.572 19.066 371.831 1.149.622

Fornecedores 103.002 185.760 28.527 1.024.274

Trust Certificates -

"Senior/Junior" 976.956 407.930 1.239.214 3.349.375

Outros 72.523 45.463 1.525.834 402.550

Subtotal 7.393.327 7.560.176 28.497.443 35.176.995 1.380.126 1.029.137 3.031.661 4.995.634

No País

Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico

e Social - BNDES 1.611.568 528.482 2.004.273 2.273.095 8.970 4.477

Debêntures 563.535 562.047 3.156.688 4.571.147 161.116 158.623 2.743.606 2.760.615

FINAME – vinculados à

construção do

Gasoduto Bolívia-Brasil 98.157 131.008 528.840 738.887 98.157 110.918 528.840 708.754

Outros 836.411 23.516 252.245 216.761 16.322 2.590 104.765 119.640

Subtotal 3.109.671 1.245.053 5.942.046 7.799.890 275.595 281.101 3.377.211 3.593.486

10.502.998 8.805.229 34.439.489 42.976.885 1.655.721 1.310.238 6.408.872 8.589.120

Juros sobre financiamentos (1.913.369) (585.374) (156.709) (165.265)

Principal 8.589.629 8.219.855 1.499.012 1.144.973

Parcela circulante

dos financiamentos

de longo prazo (4.824.194) (4.884.758) (1.499.012) (1.144.973)

Total dos financiamentos

de curto prazo 3.765.435 3.335.097



(e) Pré-pagamento de obrigações negociáveis da compañia Mega

Em 31 de março de 2005, a Compañía Mega efetuou o pré-pagamento parcial das notas da Série G, no montante

de aproximadamente US$ 110 milhões, acrescidos de juros de US$ 530 mil e de um prêmio Make Whole Amount

previsto no contrato de financiamento no valor de aproximadamente US$ 30.8 milhões. A parcela referente à

PETROBRAS nestes três montantes foram de aproximadamente US$ 37.4 milhões para o principal, US$ 179 mil

para os juros e US$ 10.5 milhões para o prêmio.

Em 29 de agosto de 2005 a Compañía Mega pagou a totalidade das Obrigações Negociáveis Serie G por um

montante aproximado de US$ 57.4 milhões, mais os juros incorridos entre 15 de junho de 2005 e 29 de agosto de

2005 por um montante aproximado de US$ 1.3 milhões e o Make Whole Amount por um montante aproximado de

US$ 16.3 milhões. A parcela correspondente à PETROBRAS é de 34% dos montantes mencionados anteriormente.

(f) Projeto GASENE e gasoduto Urucu-Coari-Manaus e do gasoduto Urucu-Coari

A PETROBRAS assinou em 05 de dezembro de 2005, com Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e

Social (BNDES), contrato ponte no valor de R$ 800.000 para a sociedade de propósito específico Transportadora

GASENE S.A., responsável pela implementação do Projeto do Gasoduto de Interligação Sudeste Nordeste –

GASENE e R$ 800.000 para a sociedade de propósito específico Transportadora Urucu Manaus S.A. dando

continuidade da estruturação financeira dos projetos do Gasoduto Urucu-Coari-Manaus e do duto para Gás

Liquefeito de Petróleo (GLP) Urucu-Coari.

(g) Financiamento da plataforma P-51

Em 5 de dezembro de 2005, a PETROBRAS NETHERLANDS B.V. - PNBV, subsidiária integral da PETROBRAS,

assinou um contrato de financiamento com o BNDES, no montante de US$ 402 milhões (equivalentes a

R$ 941.000), para o conteúdo nacional da plataforma semi-submersível P-51, que está sendo construída no Brasil.

O financiamento será amortizado em 10 anos após o término do período de construção da plataforma, previsto

para o último trimestre de 2007.

Em paralelo, existem outras linhas de crédito já assinadas com o BNP Paribas, garantidas por agências de crédito à

exportação européias, e com o Nordic Investment Bank para o financiamento de equipamentos importados da plataforma.

A construção da plataforma está sendo realizada através dos contratos de engenharia, suprimento e construção,

com o consórcio Fels Setal/Technip, de construção e montagem dos motocompressores, com a empresa Nuovo

Pignone, e de construção e montagem dos turbogeradores com a Rolls Royce, totalizando, aproximadamente,

US$ 810 milhões (R$ 1.896.000). A P-51 será uma das plataformas de maior capacidade de processamento da

PETROBRAS no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, com início previsto para 2008.

(h) Outras informações

Os empréstimos e financiamentos se destinam, principalmente, à compra de matéria-prima, desenvolvimento de

projetos de produção de óleo e gás, construção de navios e de dutos, bem como à ampliação de unidades industriais.


(d) Pré-pagamento de exportações

A PETROBRAS e a PETROBRAS FINANCE LTD. - PFL mantêm contratos (Master Export Contract e Prepayment

Agreement) entre si e, também, com uma sociedade de propósito específico, não relacionada à PETROBRAS,

denominada PF Export Receivables Master Trust (PF Export), referentes à pré-pagamento de recebíveis de

exportação a serem gerados pela PETROBRAS FINANCE LTD., por intermédio de vendas, no mercado internacional,

de óleo combustível e bunker adquiridos da PETROBRAS.

Como previsto nos contratos, a PETROBRAS FINANCE LTD. – PFL cedeu à PF Export os direitos sobre os

recebíveis futuros no montante de US$ 1.800 milhões (1ª e 2ª tranches) e, em contrapartida, a PF Export emitiu

e entregou à PETROBRAS FINANCE LTD. – PFL os seguintes títulos de sua emissão, também no montante de

US$ 1.800 milhões:

US$ 1.500 milhões de Senior Trust Certificates, que foram negociados pela PETROBRAS FINANCE LTD. – PFL

no mercado internacional pelo seu valor de face e o montante foi transferido à PETROBRAS a título de pré-

pagamento das exportações a serem efetuadas à PETROBRAS FINANCE LTD. – PFL de acordo com o

Prepayment Agreement.

US$ 300 milhões de Junior Trust Certificates, que serão mantidos em carteira na PETROBRAS FINANCE LTD.

– PFL. Se a PF Export sofrer prejuízos referentes ao recebimento do valor das exportações, transferido pela

PETROBRAS FINANCE LTD. – PFL, tais prejuízos serão compensados pelos títulos e valores mobiliários

vinculados ao pré-pagamento de exportação. Em maio de 2004, foi assinado um aditivo para permitir a

apresentação dos títulos mobiliários vinculados ao pré-pagamento de exportação compensando o saldo da

dívida Junior Trust Certificates no Balanço.

Em 31 de dezembro de 2005, o saldo do pré-pagamento das exportações, considerando as amortizações do

período, totalizava R$ 2.216.170 (R$ 3.757.305 em 2004), dos quais R$ 1.239.214 estão classificados no exigível

a longo prazo (R$ 3.349.375 em 2004) e R$ 976.956 no passivo circulante (R$ 407.930 em 2004).

A cessão dos direitos sobre os recebíveis futuros de exportações representam uma obrigação da PETROBRAS

FINANCE LTD. – PFL que será liquidada com a transferência dos recebíveis para a PF Export, à medida que forem

gerados. Sobre essa obrigação incorrem juros nas mesmas bases que os Senior e Junior Trust Certificates, como

descritos acima.

A PETROBRAS liquidou antecipadamente US$ 330 milhões relativo ao adiantamento recebido da PETROBRAS

FINANCE LTD. – PFL a título de pré-pagamento das exportações. Esta antecipação permitiu a PETROBRAS FINANCE

LTD. – PFL efetuar o pagamento em 1º de setembro de 2005 dos títulos com taxas flutuantes das séries A2 e C

das Senior Trust Certificates, emitidos pela PF Export, que venceriam em 2010 e 2013, respectivamente.

A PETROBRAS liquidará antecipadamente US$ 334 milhões relativo ao adiantamento recebido da PETROBRAS

FINANCE LTD. - PFL a título de pré-pagamento das exportações. Assim, R$ 689.921 (US$ 295 milhões) foram

reclassificados do exigível a longo prazo para passivo circulante. Esta antecipação permitirá a PETROBRAS FINANCE

LTD. - PFL efetuar o pagamento em 1º de março de 2006 dos títulos com taxas fixas das séries A1 e B das Senior

Trust Certificates, emitidos pela PF Export, que venceriam em 2010 e 2011, respectivamente.



2005 2004 2005 2004

Despesas financeiras

Empréstimos e financiamentos (3.508.608) (3.646.894) (658.012) (710.095)

Fornecedores (44.278) (21.502) (1.515.336) (1.441.428)

Juros capitalizados 19.272 13.267 19.272 13.267

Outras (1.031.159) (1.524.930) (88.582) (114.585)

(4.564.773) (5.180.059) (2.242.658) (2.252.841)

Receitas financeiras

Aplicações financeiras 358.101 468.090 (188.097) 30.465

Subsidiárias, controladas, coligadas

e controladas em conjunto 2 56.240 2.043.207 1.140.506

Adiantamentos a fornecedores 79.370 93.127 79.370 93.127

Adiantamento para plano pensão 73.316 73.959 73.316 73.959

Outras 840.621 584.718 361.301 273.328

1.351.410 1.276.134 2.369.097 1.611.385

Variações cambiais e

monetárias, líquidas 370.536 583.346 (1.187.233) 77.243

(2.842.827) (3.320.579) (1.060.794) (564.213)

As debêntures emitidas com a finalidade de financiar, através do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico

e Social - BNDES, a aquisição antecipada do direito de transportar, no Gasoduto Bolívia-Brasil, o volume de 6

milhões de m3/dia de gás, pelo prazo de 40 anos (TCO - Transportation Capacity Option), totalizaram R$ 430.000

(43.000 títulos, com valor nominal de R$ 10) com vencimento em 15 de fevereiro de 2015. Essas debêntures

possuem garantia concedida pela GASPETRO, interveniente da operação, ao BNDES de ações ordinárias de sua

propriedade, emitidas pela Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. – TBG controlada da GASPETRO.

As instituições financeiras no exterior não requerem garantias à PETROBRAS. Os financiamentos concedidos

pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES estão garantidos pelos bens financiados

(tubos de aço carbono para o Gasoduto Bolívia-Brasil e embarcações).

Por conta de contrato de garantia emitido pela União em favor de Agências Multilaterais de Crédito, motivado

pelos financiamentos captados pela TBG, foram firmados contratos de contragarantia, tendo como signatários a

União, TBG, PETROBRAS, PETROQUISA e Banco do Brasil S.A., nos quais a TBG se compromete a vincular as suas

receitas à ordem do Tesouro Nacional até a liquidação das obrigações garantidas pela União.

14. Receitas (despesas) financeiras, líquidas

Os encargos financeiros e as variações cambiais e monetárias líquidas, apropriados ao resultado de 2005 e de

2004, estão demonstrados abaixo:


A PETROBRAS e suas subsidiárias têm intenso relacionamento comercial e financeiro com o mercado internacional, com

operações em moeda estrangeira impactadas pela valorização do real, em relação ao dólar norte-americano, ocorrida nos

exercícios de 2005 e 2004 de 11,82% e 8,13%, respectivamente, integralmente reconhecidas no resultado dos exercícios.

15. Outras despesas operacionais, líquidas

16. Impostos, contribuições e participações

(a) Impostos a recuperar



2005 2004 2005 2004

Resultado de arrendamento

de bens e instalações 51.442 45.324 (118.880) (661.318)

Relações institucionais e projetos culturais (977.486) (757.650) (873.466) (667.389)

Resultado de operações com termoelétrica (1.126.208) (597.202) (1.074.128) (326.115)

Encargos contratuais com serviços

de transportes - "ship or pay" (147.441) (169.045) (205.588) (416.575)

Paradas não programadas e

equipamentos fora de operação (157.041) (245.086) (151.734) (237.855)

Dispêndio com processos judiciais e contingências (343.142) (461.423) (381.524) (104.217)

Resultado de operações com "hedge" 401.217 (13.813) 401.626 (21.588)

Outros (327.760) (23.823) (288.368) (369.808)

(2.626.419) (2.222.718) (2.692.062) (2.804.865)


ATIVO CIRCULANTE 2005 2004 2005 2004

No país:

ICMS a recuperar 2.776.973 1.873.054 2.271.072 1.381.591

PASEP/COFINS a recuperar 377.468 386.009 201.551 182.760

CIDE a recuperar 34.792 17.919 34.792 17.919

Imposto de renda a recuperar 762.532 581.613 119.638 253.367

Contribuição social a recuperar 156.349 128.822 11.244 11.244

Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.311.396 942.084 1.134.827 848.681

Outras impostos a recuperar 297.216 452.562 264.051 270.445

5.716.726 4.382.063 4.037.175 2.966.00

No exterior:

Imposto sobre valor agregado - IVA 406.318 382.244

Imposto de renda e contribuição social diferidos 283.483

Outros impostos a recuperar 144.470 78.407

834.271 460.651

6.550.997 4.842.714 4.037.175 2.966.007


Imposto de renda e contribuição social diferidos passivos


(b) Impostos, contribuições e participações

A Fazenda Pública do Estado de São Paulo promoveu execução fiscal para cobrar o recolhimento de ICMS sobre

operações com nafta-petroquímica naquele Estado, relativo ao período compreendido entre setembro de 1984 e

fevereiro de 1989. O processo percorreu todas as instâncias e o Judiciário acabou firmando posição contrária à

tese defendida pela Companhia, entendendo que, neste caso específico, o ICMS seria devido sobre tais operações.

A Companhia efetuou acordo para recolhimento do valor de R$ 286.256 que com os acréscimos totalizou

R$ 353.256, para pagamento em 60 parcelas iguais e sucessivas, desde de abril de 2005.

(c) Impostos e contribuição social diferidos – longo prazo

CONSOLIDADO CONTROLADORAPASSIVO CIRCULANTE 2005 2004 2005 2004

ICMS 2.509.352 1.863.751 2.296.543 1.721.904

COFINS 254.968 505.009 118.554 393.521

CIDE 577.742 653.222 530.882 608.264

PASEP 43.415 111.729 13.598 87.043

Participação especial/royalties 2.507.795 2.045.052 2.476.946 2.007.969

Imposto de renda retido na fonte 414.382 77.065 410.964 62.599

Contribuição social retida na fonte 178.004 97.505 178.004 97.505

Imposto de renda e contribuição social corrente 1.011.556 1.001.461 234.395 470.897

Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.046.862 1.010.541 902.225 957.908

Outras taxas 387.265 488.679 130.397 175.953

8.931.341 7.854.014 7.292.508 6.583.563


2005 2004 2005 2004

Ativo - realizável a longo prazo

Imposto de renda e contribuição social diferidos 2.617.516 2.681.481 1.102.845 860.433

ICMS diferido 1.477.460 1.357.904 1.230.796 1.169.835

Outros 242.385 109.300

4.337.361 4.148.685 2.333.641 2.030.268

Passivo - exigível a longo prazo

Imposto de renda e

contribuição social diferidos 8.461.721 7.474.135 6.270.290 5.263.660

2005

NATUREZA

Provisões contingenciais

e créditos duvidosos

Paradas programadas

Plano de pensão

(parcela das patrocinadoras)

Prejuízos fiscais

Lucro não realizado

Provisão para participação nos lucros

Remuneração aos acionistas

– juros s/capital próprio

Diferença temporária entre depreciação

unidade produzida e linear

Outros

Total

No longo prazo

No circulante

CONSOLIDADO

509.739

157.088

894.491

363.569

907.572

344.945

372.822

662.169

4.212.395

2.617.516

1.594.879

CONTROLADORA

243.199

143.301

869.934

305.857

372.822

131.252

171.307

2.237.672

1.102.845

1.134.827

FUNDAMENTO PARA REALIZAÇÃO

Realização pela efetivação fiscal

da perda e ajuizamento de ações

e créditos vencidos.

Mediante a realização

efetiva da manutenção.

Pelo pagamento das contribuições.

Com lucros tributáveis futuros.

Mediante a realização

efetiva dos lucros

Quando for efetuado o pagamento.

Pelo crédito individualizado

ao acionista.

Realização no prazo da

depreciação linear dos bens

2005

NATUREZA

Custos com prospecção e perfuração

para extração de petróleo (líquido de

depreciação)

Diferença entre critério de depreciação

fiscal e contábil

IR e CS sobre lucros no exterior

Prejuízos fiscais

Depreciação acelerada e especial

Inversões em controladas e coligadas

Outros

Total

No longo prazo

No circulante

CONSOLIDADO

6.913.832

872.690

268.334

41.317

36.230

192.459

1.183.721

9.508.583

8.461.721

1.046.862

CONTROLADORA

6.913.832

219.483

36.230

2.970

7.172.515

6.270.290

902.225

FUNDAMENTO PARA REALIZAÇÃO

Conforme depreciação pelo método de

unidades produzidas em relação às reservas

provadas/desenvolvidas dos campos de

Petróleo.

Diferenças de depreciação/amortização

utilizadas para efeito fiscal e contábil

Mediante a ocorrência de fatos geradores

para disponibilização dos lucros.

Com lucros tributáveis futuros

Mediante depreciação pela vida útil

do bem ou alienação.

Mediante a ocorrência de fatos geradores

para disponibilização

dos lucros.

(d) Imposto de renda e contribuição social diferidos

Os fundamentos e as expectativas para realização dos ativos e obrigações fiscais diferidos estão apresentados a seguir:

Imposto de renda e contribuição social diferidos ativos


P E T R O B R A S A n Á l i s e F i n a n c e i r a e D e m o n s t r a ç õ e s c o n t á b e i s 2 0 0 5 8988 P E T R O B R A S A n Á l i s e F i n a n c e i r a e D e m o n s t r a ç õ e s c o n t á b e i s 2 0 0 5

Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos

Na Controladora, a realização dos créditos fiscais diferidos ativos no montante de R$ 2.237.672 não depende de

lucros futuros porque estes serão absorvidos anualmente pela realização do passivo fiscal diferido. No consolidado,

para a parcela que excede o saldo da Controladora, quando aplicável, as Administrações das subsidiárias, com base

em projeções efetuadas, têm expectativa de compensar estes créditos no prazo de até dez anos.

A TBG, controlada da subsidiária GASPETRO, apresentava em 31 de dezembro de 2005 créditos tributários

decorrentes de prejuízos fiscais acumulados e bases negativas de imposto de renda e contribuição social no

montante de R$ 300.103 (R$ 405.540 em 2004), que podem ser compensados com impostos calculados sobre

lucros tributáveis futuros limitado a 30% sobre o lucro tributável anual, com base na Lei nº 9.249/95, o que, na

consideração da administração da TBG, ocorrerá no decorrer da vida útil do projeto Gasoduto Bolívia-Brasil.

Entretanto, considerando o critério para registro contábil do ativo fiscal diferido contido na Instrução CVM nº

371/02 quanto à apuração do lucro tributável em três dos cinco últimos exercícios sociais e o longo prazo

estimado para sua utilização, esses créditos não estão registrados nas demonstrações contábeis consolidadas em

31 de dezembro de 2005 e 2004. O reconhecimento contábil desses créditos será reavaliado anualmente.

A controlada PETROBRAS Energia S.A. - PESA possui créditos tributários decorrentes de prejuízos fiscais acumulados

equivalentes a aproximadamente R$ 823.917 (R$ 1.196.000 em 2004) não registrados em seu ativo. Em função de

legislação tributária específica na Argentina e outros países onde a PESA tem investimentos, que definem prazos de

prescrição para tais créditos, somente poderão ser utilizados para compensação com futuros tributos a pagar no

máximo até 2007 o montante de R$ 774.407 e de 2010 em diante o montante equivalente a R$ 49.510.

EXPECTATIVA DE REALIZAÇÃO


IMPOSTO DE IMPOSTO DE IMPOSTO DE IMPOSTO DE

RENDA E CSLL RENDA E CSLL RENDA E CSLL RENDA E CSLL

DIFERIDOS ATIVOS DIFERIDOS PASSIVOS DIFERIDOS ATIVOS DIFERIDOS PASSIVOS

2006 1.696.868 1.232.069 1.134.827 902.224

2007 413.337 1.191.013 122.924 901.906

2008 243.818 1.147.788 122.925 901.906

2009 196.743 1.126.746 100.377 901.906

2010 199.133 1.203.944 100.377 901.906

2011 413.787 1.056.111 362.070 901.432

2012 em diante 1.048.709 2.550.912 294.172 1.761.235

Parcela registrada contabilmente 4.212.395 9.508.583 2.237.672 7.172.515

Parcela não registrada contabilmente 1.276.704 152.684

Total 5.489.099 9.508.583 2.390.356 7.172.515

2005 2004

Lucro do exercício antes dos impostos e após a participação dos empregados 35.549.802 25.474.367

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (12.086.933) (8.662.382)

Ajustes para apuração alíquota efetiva:

Adições permanentes, líquidas (703.242) (444.947)

Resultado equivalência patrimonial (100.503) (66.249)

Créditos em razão da inclusão de JSCP como despesas operacionais 1.879.948 1.651.947

IR diferido regime de caixa - VC MP 2158-35/01 (96.943) 179.924

Amortização de ágio/deságio (11.687) 7.395

Incentivos fiscais 311.187 131.647

Outros 6.017 298.796

Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social (10.802.156 ) (6.903.869)

Imposto de renda/contribuição social diferidos (501.636) (1.058.295)

Imposto de renda/contribuição social correntes (10.300.520) (5.845.574)

(10.802.156) (6.903.869)

2005 2004

Lucro do exercício antes dos impostos e após a participação dos empregados 32.453.964 24.645.625

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (11.034.348) (8.379.513)

Ajustes para apuração alíquota efetiva:

Adições permanentes, líquidas (750.841) (561.082)

Resultado de equivalência patrimonial 617.574 457.421

Créditos em razão da inclusão de JSCP como despesas operacionais 1.864.115 1.416.117

Amortização do ágio / deságio (11.687) 1.537

Incentivos fiscais 309.992 130.858

Ajuste IRPJ e CSLL de exercícios anteriores 1.313 43.208

Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social (9.003.882) (6.891.454)

Imposto de renda e contribuição social diferidos (422.392) (1.692.288)

Imposto de renda/contribuição social correntes (8.581.490) (5.199.166)

(9.003.882) (6.891.454)

Controladora

(e) Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro

A reconciliação dos impostos apurados conforme alíquotas nominais e o valor dos impostos registrados nos

exercícios de 2005 e de 2004 estão apresentados a seguir:

Consolidado



A relação das contribuições entre patrocinadores e participantes do Plano PETROS, considerando apenas

aquelas atribuíveis à PETROBRAS e suas subsidiárias, em 31 de dezembro de 2005 e 2004 foi de 1,00.

A avaliação do plano de custeio da PETROS é procedida por atuários independentes, em regime de

capitalização, adotado em caráter geral.

Na apuração de eventual déficit no plano de benefício definido, de acordo com o método de custeio atuarial

utilizado pela PETROS, a legislação brasileira, na Emenda Constitucional n° 20, sobre planos de previdência

complementar de empresas de economia mista prevê que o equacionamento deste déficit, via ajuste nas

contribuições normais, deverá ser custeado paritariamente entre patrocinadoras e participantes.

Novo plano de benefícios

Em 2001, foi criado um plano misto de previdência denominado PETROBRAS VIDA, destinado aos atuais e novos

empregados, o qual porém foi suspenso desde aquele exercício, em virtude de liminares concedidas em mandado de

segurança impetrado por entidades sindicais cujo mérito da ação teve a sentença proferida em 2004, tornando nulo o ato

do Secretário de Previdência Complementar do MPAS que aprovara o novo plano, declarando inválidas eventuais

alterações promovidas no Plano Petros, com base naquela aprovação. O processo está em recurso, em segunda instância.

Em junho de 2005, a Juíza da 7ª VF/RJ, determinou a intimação da PETROBRAS e da PETROS para que

“comprovem nos autos o aporte patronal ao PLANO PETROS de todos os empregados contratados após agosto

de 2002, ou alternativamente, a compensação dos prejuízos, apontados nos balanços contábeis, sob pena de

responsabilidade pecuniária, multa dia, a ser arbitrada”.

Diante dos termos dessa decisão, a PETROS ingressou com petição informando em Juízo que a PETROBRAS

realizou aporte “a título de equacionamento do déficit apurado no fechamento do Plano”. Nessa mesma data, a

PETROS interpôs recurso de Agravo Retido requerendo a retratação da Juíza diante das informações que prestou.

A PETROBRAS, quanto à realização de aporte, reportou-se às informações prestadas pela PETROS e, também,

interpôs recurso de Agravo, buscando reverter os termos dessa última decisão. O Sindicato autor da ação

apresentou suas contra-razões ao referido recurso e os autos, atualmente, estão com o Relator para

despacho/decisão.

Na ação de origem, a Advocacia Geral da União apresentou sua manifestação, o processo foi depois remetido

ao Ministério Público para ciência e, atualmente, encontra-se concluso com o Juiz para decisão.

Em 31 de dezembro de 2005, a PETROBRAS mantinha um saldo de adiantamento para o plano de pensão no

valor de R$ 1.205.358 (R$ 1.217.612 em 2004). Os impactos da adesão e o custo com os benefícios previstos

no novo plano serão avaliados conforme os conceitos estabelecidos na Deliberação CVM nº 371/00 e somente

serão apurados e reconhecidos contabilmente quando a questão for definida.

O Plano PETROS está fechado aos novos empregados do sistema PETROBRAS e a Companhia fez um seguro

de vida em grupo para cobertura de todos os empregados admitidos posteriormente. Este seguro vigorará

enquanto não for implantado um novo plano de previdência privada.

Em 2003, a PETROBRAS constituiu um grupo de trabalho onde participam representantes da Federação Única

dos Petroleiros – FUP e sindicatos, com o objetivo de fazer avaliações técnicas, elaborar diagnósticos e alternativas

para o aprimoramento e fortalecimento do modelo de previdência complementar da Companhia.


17. Benefícios concedidos a empregados

(a) Plano de Pensão - Fundação PETROBRAS de Seguridade Social – PETROS

A Fundação PETROBRAS de Seguridade Social – PETROS e o plano de benefícios em vigor (Plano PETROS)

A Fundação PETROBRAS de Seguridade Social - PETROS, constituída pela PETROBRAS, é uma pessoa jurídica de

direito privado, de fins não lucrativos, com autonomia administrativa e financeira que, na qualidade de entidade

fechada de previdência complementar, tem por objetivos primordiais:

(i) Instituir, administrar e executar planos de benefícios das empresas ou entidades com as quais tiver firmado

convênio de adesão;

(ii) prestar serviços de administração e execução de planos de benefícios de natureza previdenciária; e

(iii) promover o bem-estar social dos seus participantes, especialmente no que concerne à previdência.

O Plano PETROS é do tipo benefício definido e foi instituído pela PETROBRAS, em julho de 1970, para

assegurar aos participantes uma suplementação do benefício concedido pela Previdência Social. Após o

processo de separação de massas concluído em 2001, o Plano PETROS transformou-se em diversos planos de

benefícios definidos.

Em 31 de dezembro, de 2005, as seguintes empresas patrocinadoras pertenciam ao Plano PETROS no âmbito

do Sistema PETROBRAS: Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS, PETROBRAS Distribuidora S.A. - BR, PETROBRAS

Química S.A. - PETROQUISA, e Alberto Pasqualini - REFAP S.A., controlada da Downstream Participações Ltda.

A PETROS recebe contribuições mensais das empresas patrocinadoras que compõem o Plano PETROS

equivalentes a 12,93% sobre a folha de salários dos empregados participantes do plano e contribuições dos

empregados e aposentados, bem como aufere rendimentos pela aplicação dessas contribuições em investimentos.

Benefícios concedidos a empregados

Os compromissos atuariais com os planos de benefícios de pensão e aposentadoria, como também os

compromissos atuariais relacionados ao plano de assistência médica, detalhado mais adiante, são provisionados

no balanço da Companhia, com base em cálculo atuarial elaborado por atuário independente, de acordo com o

método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os

custos referentes ao aumento do valor presente da obrigação resultante do serviço prestado pelo empregado

reconhecidos durante o período laborativo dos empregados. Os ativos garantidores do plano de pensão são

apresentados reduzindo o passivo atuarial líquido.

O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade

adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente, são utilizadas outras

premissas atuariais, tais como estimativa da evolução dos custos com assistência médica, hipóteses biométricas e

econômicas e, também, dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados.

Os ganhos e perdas atuariais decorrentes das diferenças entre as premissas atuariais e o efetivamente ocorrido

são, respectivamente, incluídos ou excluídos na determinação do passivo atuarial líquido. Esses ganhos e perdas

são amortizados ao longo do período médio de serviço remanescente dos empregados ativos.



à evolução da economia Argentina, a PESA, a partir do mês de janeiro de 2002, suspendeu temporariamente este

benefício. O benefício será restabelecido quando se identificar um método de poupança provisório para tal fim.

Plano de pensão de benefícios definidos

Têm direito a este benefício todos aqueles empregados da PESA que tenham participado do plano de contribuição

definida de forma ininterrupta e que tenham ingressado na sociedade antes de 31 de maio de 1995, e acumulem o

tempo de serviço requerido. O benefício é calculado com base no último salário dos trabalhadores participantes do

plano e a quantidade de anos de serviço. O plano é de natureza complementar. Isto significa que o benefício recebido

pelo empregado consiste no valor determinado em conformidade com as disposições do plano, depois de deduzir os

benefícios outorgados em virtude do plano de contribuições e do sistema público de aposentadorias, de tal modo

que a soma dos benefícios totais recebidos por cada empregado seja equivalente ao definido no plano. No momento

da aposentadoria, os empregados têm direito a receber um pagamento mensal fixo.

O plano requer aporte a um fundo pela Companhia, sem que haja qualquer contribuição a este fundo por parte

dos empregados, sendo condição apenas que os mesmos aportem ao sistema de aposentadoria oficial, público ou

privado, com base na totalidade de seus salários. Os ativos do fundo têm sido aportados a um fideicomisso, cujas

premissas de investimentos contemplam obrigatoriamente à preservação do capital em dólares norte americanos, a

manutenção da liquidez e a obtenção do máximo de rentabilidade de mercado para aplicações de 30 dias. Bank of

New York é o agente fiduciário, sendo Watson Wyatt o agente administrador. A sociedade determina o passivo

correspondente a este plano utilizando métodos de cálculo atuarial. As premissas utilizadas no cálculo atuarial não são

as mesmas adotadas para as demais empresas do Sistema PETROBRAS.

Em conformidade com o estabelecido no Estatuto da PESA, a Companhia realiza as suas contribuições ao fundo com base

em uma proposta da Diretoria a Assembléia até um máximo equivalente a 1,5% dos resultados líquidos de cada exercício.

(b) Plano de saúde - assistência multidisciplinar de saúde (AMS)

A PETROBRAS, PETROBRAS Distribuidora S.A. - BR, PETROBRAS Química S.A. - PETROQUISA, e a Alberto Pasqualini -

REFAP S.A., controlada da Downstream Participações Ltda., mantêm um plano de assistência médica (AMS), com

benefícios definidos, que cobre todos os empregados das empresas no Brasil (ativos e inativos) e dependentes. O

plano é administrado pela própria Companhia e os empregados contribuem com uma parcela fixa para cobertura de

grande risco e com uma parcela dos gastos incorridos referentes às demais coberturas, de acordo com tabelas de

participação baseadas em determinados parâmetros, incluindo níveis salariais.

O compromisso da Companhia relacionado aos benefícios futuros devidos aos participantes do plano é calculado

anualmente por atuário independente, com base no método da Unidade de Crédito Projetada, de forma semelhante

ao cálculo realizado para os compromissos com pensões e aposentadorias, descritos anteriormente.

O plano de assistência médica não está coberto por ativos garantidores. O pagamento dos benefícios é efetuado

pela Companhia com base nos custos incorridos pelos participantes.

Os ganhos e perdas atuariais decorrentes das diferenças entre as premissas atuariais e o efetivamente ocorrido são,

respectivamente, incluídos ou excluídos na determinação do passivo atuarial líquido. Esses ganhos e perdas são

amortizados ao longo do período médio de serviço remanescente dos empregados ativos.


A partir destas discussões, a PETROBRAS realizou novos estudos internos para desenvolver propostas a serem

negociados com a FUP e sindicatos de petroleiros, com a Confederação dos Marítimos (Conttmaf) e representantes

do conjunto de sindicatos dos empregados da Petrobras Distribuidora (Sitramico). A Companhia tem se reunido com

estas entidades para negociar considerando questões relativas tanto ao Plano Petros, quanto a proposta de um novo

plano de previdência complementar. Um dos principais objetivos desta negociação será definir a solução para o déficit

técnico atual do Plano Petros, como também para os seus problemas estruturais já diagnosticados nos estudos iniciais

realizados com a FUP e sindicatos, sempre observando os limites impostos pela legislação previdenciária do país.

A PETROBRAS, dentro de sua política de transparência e negociação permanente, espera chegar a um

entendimento com todas as entidades sindicais o mais breve possível, a fim de encontrar e implementar soluções

estruturais e sustentáveis para questões relativas ao seu modelo de previdência complementar.

TRANSPETRO

A TRANSPETRO mantém com a PETROS um plano de previdência privada de contribuição definida, denominado

Plano TRANSPETRO, que recebe, mensalmente, contribuições equivalentes a 5,32% da folha de salários dos

participantes empregados, que é igual ao valor das contribuições dos participantes.

PETROBRAS ENERGIA S.A.

Plano pensão de contribuição definida

Em novembro de 2005, a diretoria da PETROBRAS ENERGIA aprovou a implementação de um plano de contribuições

definidas de adesão voluntária para todos os empregados da Companhia, no qual se servem para sua implementação

diversos veículos financeiros, um fideicomisso, para os aportes da PETROBRAS ENERGIA e, para opção do empregado,

um fundo comum de investimento ou aporte em uma Administradora de Fundos de Aposentadoria e Pensão (AFJP).

Através deste plano, a PETROBRAS ENERGIA realiza aportes ao fideicomisso por montantes equivalentes às

contribuições efetuadas pelos empregados participantes ao fundo comum de investimento ou AFJP, de acordo com

o plano de contribuição definida para cada nível salarial. Os empregados participantes poderão efetuar contribuições

voluntárias que excedam as estabelecidas no plano de contribuição, que não serão consideradas para efeito das

contribuições a serem efetuadas pela PETROBRAS ENERGIA. Os empregados que aderiram ao plano no momento

inicial poderão optar, de uma única vez, por realizar aportes retroativos a 1º de janeiro de 2004 ou a sua data de

ingresso na PETROBRAS ENERGIA, a que for mais próxima.

Complementar à vigência do plano, a Companhia mantém vigente uma política de benefícios para todos os

empregados, através do qual no momento da aposentadoria, concederá um mês de salário por ano de serviço na

empresa, de acordo com uma escala decrescente, conforme com os anos de vigência do plano complementar de

pensão para seu pessoal.

A PESA, controlada indireta da PETROBRAS na Argentina, efetua aportes a um plano de contribuições definidas

aplicáveis a todos aqueles empregados da sociedade cujos salários superem um nível determinado. Através deste plano,

a PESA realizou aportes adicionais por valores equivalentes aos aportes dos empregados que excederam as somas

exigidas por lei, os quais foram imputados a resultados nos períodos em que se efetuaram. Em virtude das importantes

mudanças verificadas no cenário macroeconômico a partir do final do ano de 2001, e das incertezas existentes quanto



LIQUIGÁS DISTRIBUIDORA S.A.

O compromisso da Liquigás Distribuidora S.A. relacionado à assistência médica dos empregados ativos e aposentados

administrado pela própria Companhia, é calculado anualmente por atuário independente.

Conforme procedimento estabelecido na Deliberação CVM nº 371/00, em 31 de dezembro de 2005 a Liquigás

Distribuidora S.A. tem uma provisão para Benefício de Assistência Médica aos Empregados no montante de R$ 37.709

(R$ 35.238 em 2004).

(c) O saldo das provisões dos gastos com benefícios pós-emprego,

calculados por atuários independentes, apresenta a seguinte movimentação:


2005 2004 2005 2004

Assistência Assistência Assistência Assistência

Aposentadorias médica Aposentadorias médica Aposentadorias médica Aposentadorias médica

e pensões supletiva e pensões supletiva e pensões supletiva e pensões supletiva

Variação das

obrigações de benefícios

Valor presente da obrigação

atuarial no início do exercício 30.548.261 10.683.803 22.394.259 8.879.781 28.778.017 9.980.813 21.230.354 8.329.509

Custo dos juros 3.363.923 1.189.586 2.532.496 1.003.884 3.168.615 1.111.087 2.399.030 940.789

Custo do serviço corrente 355.377 179.913 391.063 131.065 320.654 160.402 365.013 116.971

Benefícios pagos (1.388.186) (342.137) (1.272.463) (300.936) (1.320.209) (323.954) (1.211.790) (285.761)

Perda atuarial sobre

a obrigação atuarial 881.347 (68.131) 6.452.520 934.770 801.294 (63.953) 5.995.410 879.305

Outros (4.625) 50.386 35.239

Valor presente da

obrigação atuarial

no fim do exercício 33.756.097 11.643.034 30.548.261 10.683.803 31.748.371 10.864.395 28.778.017 9.980.813

Variação dos

ativos do plano

Ativo do plano no

início do exercício 21.100.801 18.378.629 19.979.719 17.463.969

Rendimento esperado

dos ativos do plano 2.332.154 2.041.736 2.204.273 1.937.422

Contribuições recebidas

pelo fundo 649.854 342.137 596.343 300.936 610.380 323.954 561.092 285.761

Benefícios pagos (1.388.186) (342.137) (1.272.463) (300.936) (1.320.209) (323.954) (1.211.790) (285.761)

Ganho atuarial sobre

os ativos do plano 1.716.231 1.314.153 1.562.043 1.229.299

Outras (5.441) 42.403

Valor justo dos

ativos do plano no

fim do exercício 24.405.413 21.100.801 23.036.206 19.979.719


2005 2004 2005 2004




Valores reconhecidos nas

demosntrações contábeis

Valor presente das

obrigações em excesso

ao valor justodos ativos 9.350.684 11.643.034 9.447.460 10.683.803 8.712.165 10.864.395 8.798.298 9.980.813

Perdas atuarias

não reconhecidas (6.969.382) (4.612.095) (8.309.813) (5.010.153) (6.501.281) (4.387.268) (7.782.086) (4.766.403)

Passivo atuarial líquido 2.381.302 7.030.939 1.137.647 5.673.650 2.210.884 6.477.127 1.016.212 5.214.410

Passivo circulante 482.942 441.374 461.848 414.865

Exigível a longo prazo 1.898.360 7.030.939 696.273 5.673.650 1.749.036 6.477.127 601.347 5.214.410


2005 2004 2005 2004




Saldo em 1º de janeiro 1.137.647 5.673.650 807.747 4.563.826 1.016.212 5.214.410 722.916 4.216.517

(+) Incorporação

dos empregados

de subsidiários 35.238

(+) Custos incorridos

no período 1.617.974 1.699.426 686.896 1.375.522 1.550.468 1.586.671 622.465 1.283.654

(-) Pagamento

de contribuições (376.605) (342.137) (356.996) (300.936) (355.796) (323.954) (329.169) (285.761)

Outros 2.286

Saldo em

31 de dezembro 2.381.302 7.030.939 1.137.647 5.673.650 2.210.884 6.477.127 1.016.212 5.214.410



(e) Premissas

Em 04 de fevereiro de 2005 a Diretoria Executiva da PETROBRAS aprovou a atualização das premissas atuariais

dos planos de pensão e de saúde no Brasil. A revisão de premissas atuariais visa acompanhar a evolução do perfil

da massa de empregados, aposentados e pensionistas, avaliados através das tábuas de longevidade, entrada em

invalidez e mortalidade de inválidos. Esta atualização busca, principalmente, aumentar a robustez dos planos de

benefícios de forma a adequá-los à maior expectativa de vida dos beneficiários.

As principais premissas adotadas no cálculo atuarial das empresas brasileiras foram as seguintes:


A atualização das provisões foi registrada no resultado do exercício, conforme discriminado:


2005 2004 2005 2004




Custo do serviço corrente 355.377 179.913 391.063 131.065 320.654 160.402 365.013 116.971

Custo dos juros 3.363.923 1.189.586 2.532.496 1.003.884 3.168.615 1.111.087 2.399.030 940.789

Rendimento estimado

dos ativos do plano (2.332.154) (2.041.736) (2.204.273) (1.937.422)

Amortização de perdas

não reconhecidas 507.174 329.927 88.232 240.573 524.326 315.182 83.700 225.894

Contribuições

de participantes (278.124) (307.465) (258.854) (287.856)

Outros 1.778 24.306

Custo líquido

no exercício 1.617.974 1.699.426 686.896 1.375.522 1.550.468 1.586.671 622.465 1.283.654

Outras despesas com

benefícios pós-emprego 102.131 99.692

1.720.105 1.650.160

A despesa líquida com os planos de benefícios de pensão e aposentadoria concedidos e a conceder a

empregados, aposentados e pensionistas, e de saúde para o período de janeiro a dezembro, de acordo com

cálculos atuariais realizados por atuários independentes, inclui os seguintes componentes:

(d) Variação nos custos com assistência médica

As premissas de evolução de custos com assistência médica têm um impacto significativo nos saldos dos valores

provisionados e respectivos custos reconhecidos. Uma variação de 1% nessa premissa teria o seguinte impacto

nos valores apresentados:


2005 2004 2005 2004




Relativa a

empregados ativos:

Absorvida no custeio

das atividades operacionais 497.105 400.514 181.951 271.687 539.194 350.354 167.165 264.975

Diretamente no resultado 259.554 251.342 109.819 178.032 205.106 253.274 92.461 141.492

Relativa aos inativos 963.446 1.047.570 395.126 925.803 905.860 983.043 362.839 877.187

1.720.105 1.699.426 686.896 1.375.522 1.650.160 1.586.671 622.465 1.283.654


1% de acréscimo 1% de redução 1% de acréscimo 1% de redução

Passivo atuarial 1.854.071 (1.507.663) 1.719.468 (1.399.297)

Custo do serviço e juros 254.817 (204.862) 235.063 (189.167)

MODALIDADE PREMISSA ATUAL

Plano de benefício Benefício definido

Método de avaliação atuarial Unidade de Crédito Projetada

Tábua de mortalidade AT 2000 *

Invalidez ZIMMERMANN ajustada pela GLOBALPREV

Tábua de inválidos AT 49 *

Rotatividade Petros 0% a.a.

Rotatividade AMS Até 25 anos - 1,14% a.a.

De 26 a 30 anos - 1,28% a.a.

De 31 a 35 anos - 0,81% a.a.

De 36 a 40 anos - 0,28% a.a.

De 41 a 45 anos - 0,15% a.a.

De 46 a 50 anos - 0,23% a.a.

Mais de 50 anos - 0% a.a.

Taxa de desconto para o passivo atuarial Juros: 6% a.a. + inflação: 5% a.a.

Taxa de rendimento esperada sobre os ativos do plano Juros:6,19% a.a. + inflação: 5% a.a.

Crescimento salarial 2,08% a.a. + inflação: 5% a.a.**

(*) Unissex, resultante da ponderação entre as mortalidades previstas para o sexo masculino (85%) e feminino (15%).

(**) Até 47 anos. Após esta idade, apenas a inflação.



(b) Reservas

Reserva de subvenção – AFRMM

Constituída pelo montante dos recursos provenientes do Adicional ao Frete para Renovação da Marinha Mercante

(AFRMM) que são aplicados na aquisição, ampliação ou reparação da frota de navios, em conformidade com a

Portaria do Ministério da Fazenda nº 188, de 27 de setembro de 1984.

Reserva de reavaliação

Constituída em decorrência das reavaliações de bens do ativo imobilizado, contabilizadas por controlada em

conjunto e por coligadas de subsidiária, com base em laudos de avaliação de peritos independentes.

A realização desta reserva, proporcional à depreciação dos bens reavaliados, foi integralmente transferida para

lucros acumulados no montante de R$ 8.974 (R$ 12.096 em 2004).

Reserva legal

É constituída mediante a apropriação de 5% do lucro líquido do exercício, em conformidade com o artigo 193 da

Lei das Sociedades por Ações.

Reserva estatutária

Constituída mediante a apropriação do lucro líquido de cada exercício de um montante equivalente a, no mínimo,

0,5% do capital social integralizado no fim do exercício e destina-se ao custeio dos programas de pesquisa e

desenvolvimento tecnológico. Saldo desta reserva não pode exceder a 5% do capital social integralizado, de

acordo com o artigo 55 do Estatuto Social da Companhia.

Reserva de retenção de lucros

É destinada à aplicação em investimentos previstos em orçamento de capital, principalmente nas atividades de exploração

e desenvolvimento da produção de petróleo e gás, em conformidade com o artigo 196 da Lei das Sociedades por Ações.

Na proposta de destinação do resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2005 está prevista uma

retenção de lucros, no montante de R$ 15.104.229, sendo a parcela de R$ 15.095.255 proveniente do lucro

líquido do exercício e R$ 8.974 do saldo remanescente de lucros acumulados, que se destina a atender

parcialmente o programa anual de investimentos estabelecido no orçamento de capital do exercício de 2006, a

ser deliberado em Assembléia Geral de Acionistas em 03 de abril de 2006.

(c) Dividendos

Aos acionistas é garantido um dividendo e/ou juros sobre o capital próprio de pelo menos 25% do lucro líquido

do exercício ajustado, calculado nos termos do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações.

A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2005, que está sendo encaminhada pela Administração da

PETROBRAS à aprovação dos acionistas na Assembléia Geral Ordinária a ser realizada em 03 de abril de 2006, no


18. Participação dos empregados e administradores

A participação dos empregados nos lucros ou resultados, conforme disposto na legislação em vigor, pode ocorrer

baseada em programas espontâneos mantidos pelas empresas ou em acordos com os empregados ou com as

entidades sindicais.

Dessa forma, no exercício de 2005, a PETROBRAS provisionou o valor de R$ 1.005.564 no Consolidado

(R$ 783.224 em 2004) e R$ 846.000 na Controladora (R$ 660.000 em 2004), de participação dos empregados

e administradores nos lucros ou resultados (PLR). O valor da provisão respeita os limites estabelecidos pela

Resolução nº 10, de 30 de maio de 1995, do Conselho de Controles das Empresas Estatais - CCE.

A participação dos administradores nos lucros ou resultados, será objeto de deliberação pela Assembléia Geral

Ordinária, em 3 de abril de 2006, na forma disposta pelos artigos 41 e 56 do Estatuto Social da Companhia e

pelas normas federais específicas.

19. Patrimônio líquido

(a) Capital

Em 22 de julho de 2005, a Assembléia Geral Extraordinária deliberou sobre o desdobramento em quatro, das

ações representativas do capital social da Companhia, resultando na distribuição gratuita de 3 (três) ações novas

da mesma espécie para cada uma, com base na posição acionária de 31 de agosto de 2005.

Em 31 de dezembro de 2005, o capital subscrito e integralizado no valor de R$ 32.896.138, está representado

por 2.536.673.672 ações ordinárias (634.168.418 em 2004) e 1.849.478.028 ações preferenciais (462.369.507

em 2004), todas escriturais e sem valor nominal.

As ações preferenciais terão prioridade no caso de reembolso do capital e no recebimento dos dividendos, no

mínimo, de 3% (três por cento) do valor do patrimônio líquido da ação, ou de 5% (cinco por cento) calculado

sobre a parte do capital representada por essa espécie de ações, prevalecendo sempre o maior, participando, em

igualdade com as ações ordinária, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros.

As ações preferenciais não asseguram direito de voto e não são conversíveis em ações ordinárias e vice-versa.

A Administração da PETROBRAS está propondo à Assembléia Geral Extraordinária a ser realizada em conjunto

com a Assembléia Geral Ordinária em 03 de abril de 2006, o aumento do capital social da Companhia de

R$ 32.896.138 para R$ 48.247.669, mediante a capitalização de parte de reservas de lucros constituídas em

exercícios anteriores, no montante de R$ 15.012.224, sendo R$ 843.638 de reserva estatutária e R$ 14.168.586

de reserva de retenção de lucros; e do saldo da reserva de correção monetária do capital realizado de R$ 339.307,

sem a emissão de novas ações, de acordo com artigo 169, parágrafo 1º, da Lei nº 6.404/76.



Os juros sobre o capital próprio foram imputados ao dividendo do exercício, na forma prevista no Estatuto Social

da Companhia. Esses juros foram contabilizados no resultado operacional, conforme requerido pela legislação fiscal,

e foram revertidos contra lucros acumulados, conforme determina a Deliberação CVM nº 207/96, resultando em um

crédito tributário de imposto de renda e contribuição social no montante de R$ 1.864.115 (R$ 1.491.291 em 2004).

20. Processos judiciais e contingências

(a) Processos judiciais provisionados

A PETROBRAS e suas subsidiárias, no curso normal de suas operações, estão envolvidas em processos legais, de

natureza cível, tributária, trabalhista e ambiental. A Companhia constituiu provisões para processos legais a valores

considerados pelos seus assessores jurídicos e sua administração como sendo suficientes para cobrir perdas

prováveis. Em 31 de dezembro, essas provisões são apresentadas da seguinte forma, de acordo com a natureza

das correspondentes causas:

Notificações do INSS – responsabilidade solidária

A PETROBRAS recebeu diversas notificações fiscais, relativas aos encargos previdenciários, em decorrência de

processos administrativos instaurados pelo INSS que atribuem responsabilidade solidária à Companhia na

contratação de serviços de construção civil e outros, prevista nos parágrafos 5º e 6º do artigo 219 e parágrafos 2º

e 3º do artigo 220 do Decreto nº 3.048/99.

Desde 2002, a Companhia, de forma conservadora, constituiu provisão para esta contingência, que totaliza

R$ 712.272 em 31 de dezembro de 2005 (R$ 654.841 em 2004).

Do total provisionado, a PETROBRAS efetuou até 31 de dezembro de 2005, desembolsos relativos a quitação

de notificações no montante de R$ 567.326 (R$ 401.995 em 2004), e R$ 108.868 de depósitos judiciais.


montante de R$ 7.017.843, atende aos direitos garantidos, estatutariamente, às ações preferenciais (artigo 5º),

distribuindo indistintamente às ações ordinárias e preferenciais o dividendo calculado sobre o lucro básico ajustado

para esse fim, podendo ser assim demonstrado:

Os dividendos propostos em 31 de dezembro de 2005, no montante de R$ 7.017.843, incluem juros sobre capital

próprio, sendo que a primeira parcela foi aprovada pelo Conselho de Administração em 17 de junho de 2005, no

montante de R$ 2.193.076, e disponibilizada aos acionistas em 05 de janeiro de 2006, correspondente a R$ 0,50

(cinqüenta centavos) por ação ordinária e preferencial, equivalente a R$ 2,00 (dois reais) por ação antes do

desdobramento ocorrido em setembro de 2005, com base na posição acionária de 30 de junho de 2005,

atualizada monetariamente, a partir de 31 de dezembro de 2005, de acordo com a variação da taxa SELIC. A

segunda parcela, aprovada pelo Conselho de Administração em 16 de dezembro de 2005, será disponibilizada

até 31 de março de 2006, com base na posição acionária de 31 de dezembro de 2005, no montante de

R$ 2.193.076, correspondente a R$ 0,50 (cinqüenta centavos) por ação ordinária e preferencial, e a parcela final

de R$ 1.096.538, aprovada pelo Conselho de Administração em 17 de fevereiro de 2006, será disponibilizada

com base na posição acionária de 03 de abril de 2006, data da Assembléia Geral Ordinária que deliberará sobre

o assunto, correspondente a R$ 0,25 (vinte e cinco centavos) por ação ordinária e preferencial.

Os juros sobre capital próprio estão sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte de 15%, exceto para os

acionistas imunes e isentos, conforme estabelecido na Lei nº 9.249/95.

Os dividendos e a parcela final de juros sobre o capital próprio serão pagos na data que vier a ser fixada em

Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, e terão os seus valores atualizados monetariamente, a partir de 31 de

dezembro de 2005 até a data de início do pagamento, de acordo com a variação da taxa SELIC.

2005 2004

Lucro líquido do exercício (controladora) 23.450.082 17.754.171

Apropriação:

Reserva legal (1.172.504) (887.708)

22.277.578 16.866.463

Reversões/adições:

Reserva de reavaliação 8.974 12.096

Lucro básico para determinação do dividendo 22.286.552 16.878.559

Dividendo proposto, equivalente a 31,49% do

lucro básico - R$ 1,60 por ação (29,88% em

2004, R$ 4,60 por grupo de quatro ações após

o desdobramento), composto de:

Juros sobre o capital próprio 5.482.690 4.386.151

Dividendo 1.535.153 657.923

Total de dividendos propostos 7.017.843 5.044.074


2005 2004 2005 2004

Contingências sobre responsabilidade solidária - INSS 144.946 252.846 144.946 252.846

Outras contingências previdenciárias 22.699 54.000 22.699 54.000

Processos cíveis 32.766 26.265

Contingências no passivo circulante 167.645 339.612 167.645 333.111

Reclamações trabalhistas 71.875 62.355 1.231 1.543

Processos fiscais 173.277 160.315 16.169 16.169

Processos cíveis 251.793 308.178 176.550 171.708

Outras contingências 117.623 101.873 31.301 31.301

Contingências no longo prazo 614.568 632.721 225.251 220.721

Total 782.213 972.333 392.896 553.832



Em tese, do valor total envolvido nas autuações, a parcela referente às dívidas das contratadas poderá ser

recuperada pela Companhia, seja mediante retenções de pagamentos de faturas, seja mediante a adoção de

medidas administrativas ou judiciais.

Dentre as medidas até aqui adotadas, além da apresentação de defesas, recursos e pedidos de revisão perante

o INSS, foram expedidas notificações para todas as contratadas. O pedido de Revisão Administrativa feito à

presidência do Conselho de Recursos da Previdência – CRPS, já implicou na anulação de parte das autuações.

Temos a expectativa de que os pedidos de revisão implicarão na reforma de diversas decisões.

No âmbito interno, foram revisados os procedimentos, no sentido de melhorar a fiscalização dos contratos e

exigir, de forma correta, a apresentação dos documentos previstos na legislação para comprovar o recolhimento

do INSS devido pelas contratadas.

(b) Processos judiciais não provisionados

Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais não considerados como perdas prováveis:

DESCRIÇÃO NATUREZA PROBABILIDADE DE PERDA SITUAÇÃO ATUAL

Autor : Porto Seguro

Imóveis Ltda.

Ação junto à Justiça

Estadual do Rio de Janeiro,

reclamando prejuízos

decorrentes da venda de

participação acionária em

diversas empresas

petroquímicas incluídas

no Programa Nacional

de Desestatização.

Autor : EMA – Empresa

Marambai Agro-

Industrial S/A.

Responsabilidade

civil contratual.

Cível

Cível

Possível

Possível

Em 30 de março de 2004, o Tribunal de Justiça do

RJ, por unanimidade, deu provimento ao novo

recurso interposto pela Porto Seguro, para condenar

a PETROBRAS a indenizar à PETROQUISA a

importância equivalente a R$ 6.893.382 mais 5% a

título de prêmio e 20% de honorários advocatícios.

A PETROBRAS interpôs recurso especial e

extraordinário ao Superior Tribunal de Justiça (STJ) e

ao Supremo Tribunal Federal (STF), que foram

inadmitidos. Contra essa decisão oferecemos

Agravo de Instrumento ao STJ e ao STF.

Em 06 de maio de 2005, o STJ deu provimento ao

agravo de instrumento para determinar o desbloqueio

do recurso especial. Contra essa decisão, a Porto

Seguro interpôs agravo regimental que, em julgamento

havido no dia 15 de dezembro de 2005, por maioria,

foi provido, restaurando o bloqueio ao julgamento de

recurso especial da PETROBRAS. A Companhia aguarda

a publicação dessa última decisão para ingresso de

recurso, por entender ser ela equivocada. Com base

na opinião dos advogados, a Companhia não espera

obter decisão final desfavorável nesse processo.

Acolhido agravo de instrumento da EMA

determinado o processamento do Recurso Especial,

pendente de julgamento.


Autor : Mathias

Engenharia Ltda.

Responsabilidade civil

contratual pelo desequilíbrio

de equação financeira.

Autor : Walter do Amaral

Ação popular para declarar a

nulidade do contrato da

Paulipetro/PETROBRAS

Autor : Delegacia da

Receita Federal no

Rio de Janeiro

Auto de infração referente ao

Imposto de Renda Retido na

Fonte sobre remessas de

pagamentos de afretamentos

de embarcações.

Autor : Secretaria da

Fazenda do Estado do

Rio de Janeiro

ICMS – Naufrágio da

Plataforma P-36


Fazenda do Estado do

Rio de Janeiro

II E IPI – Naufrágio da

Plataforma P-36

Cível

Cível

Tributário

Tributário

Tributário

Possível

Possível

Possível

Possível

Possível

A PETROBRAS foi condenada a pagar R$ 14.040 mais

0,5% ao mês de juros, custas e 15% de honorários.

Em 30 de junho de 2005, o Superior Tribunal de

Justiça (STJ) deu provimento ao agravo de

instrumento interposto pela PETROBRAS, para que

fosse admitido o Recurso Especial.

Em 16 de novembro de 2005, foi publicada decisão

do Superior Tribunal de Justiça (STJ), negando

seguimento ao Recurso Especial. Em 13 de

dezembro de 2005, por decisão unânime, foi

negado provimento ao Agravo Regimental. Com base

na opinião dos advogados, a Companhia não espera

obter decisão final desfavorável nesse processo.

A execução provisória da sentença requerida pelo

autor foi julgada nula. O autor interpôs recurso

especial junto ao Tribunal Regional Federal (TRF)

ainda pendente de julgamento.

A PETROBRAS efetuou a impugnação em 20 de

março de 2003, sendo que parte do auto foi

confirmado em 1ª instância administrativa, ao qual

foi interposto recurso.

Foram apresentados novos recursos administrativos

para a Câmara Superior de Recursos Fiscais, última

instância administrativa, que se encontram

pendentes de julgamento.

Em primeira instância, foi julgado procedente o

lançamento. A PETROBRAS interpôs Recurso

Voluntário, pendente de exame. Para viabilizar recurso,

houve depósito no valor de R$ 43.661 e contratação

de fiança bancária no valor de R$ 65.491.

Decisão de primeira instância desfavorável à

PETROBRAS. Interposto Recurso Voluntário que se

encontra pendente de julgamento. A PETROBRAS

impetrou o Mandado de Segurança e obteve

liminar que sustou a cobrança.




Autor : Delegacia da

Receita Federal

Redução da base de

cálculo do PASEP


Receita Federal

IRPJ - Denúncia espontânea


Fazenda do Estado

de Alagoas

Estorno de Crédito de ICMS


Fazenda do Estado

de Sergipe

Venda de GLP derivado de

Gás Natural


Receita Federal

Afastamento da Cobrança da

CIDE das operações com GLP

Autor : Sindicato de

Petroleiros (Rio de Janeiro,

São Paulo e Sergipe)

Ações trabalhistas pleiteando

repasse integral aos salários

dos índices oficiais de inflação

dos anos de 1987, 1989

(Planos Bresser, Verão e Collor)

Autor : Adailton de Oliveira

Bittencourt e Outros

Reclamações trabalhistas

pleiteando o pagamento de

hora de repouso e alimentação,

após a implantação da jornada

de 6 horas.

Tributário

Tributário

Tributário

Tributário

Tributário

Trabalhista

Trabalhista

Possível

Possível

Possível

Possível

Possível

Possível

Possível

Improvido em segunda instância o recurso ex-officio

da Receita e provido em parte o recurso voluntário

da PETROBRAS. Encontra-se pendente o recurso

especial interposto pela Fazenda.

Negado provimento em 2ª instância administrativa ao

recurso voluntário. A PETROBRAS aguarda emissão

do Auto de Infração para contestar judicialmente.

A PETROBRAS aguarda julgamento do recurso

voluntário em 2ª instância administrativa.

Recursos administrativos improvidos. A PETROBRAS

aguarda execução fiscal para discussão judicial da dívida.

Em 1ª instância foi julgado procedente. A PETROBRAS

aguarda o julgamento do recurso interposto.

As ações estão em fases processuais diferentes.

Tendo por base vitórias anteriores em ações

similares, bem como o entendimento final já

sumulado pelo Tribunal Superior do Trabalho (TST),

a administração da Companhia não espera obter

decisão desfavorável nesses processos.

A PETROBRAS impugnou o laudo pericial que

aponta valor da indenização. Pendente de decisão.

Em 1ª instância, foi julgado improcedente e o

Tribunal Regional do Trabalho (TRT) julgou

procedente. A PETROBRAS opôs Embargos

Declaratórios à decisão do Recurso Ordinário

proposto pelo autor e aguarda publicação da decisão

favorável, sem efeito modificativo do julgado.


Autor : Ministério Público

do Trabalho – PRT 3ª Região

Indenização por danos ao

direito de segurança no

trabalho em favor do Fundo

de Amparo ao Trabalhador.

Trabalhista Possível

Julgado procedente em 1ª instância. A PETROBRAS

teve negado o provimento ao recurso ordinário,

parcialmente favorável ao Ministério Publico do

Trabalho. A execução está suspensa a espera do

julgamento dos recursos pendentes de exame no

Tribunal Superior do Trabalho (TST).

(b.1) Questões ambientais

A Companhia está sujeita a diversas leis e normas ambientais, que disciplinam atividades envolvendo a descarga

de petróleo, gás e outros materiais e estabelecem que os efeitos sobre o meio ambiente das operações da

Companhia devem ser por ela corrigidos ou mitigados.

Em 16 de julho de 2000, um derramamento de óleo ocorrido no Terminal São Francisco do Sul, da Refinaria

Presidente Getúlio Vargas - REPAR, localizada a aproximadamente 24 quilômetros de Curitiba, capital do Estado do

Paraná, lançou aproximadamente 1,06 milhões de galões de óleo cru no arredor. Foram gastos aproximadamente

R$ 74.000 com intuito de proceder à limpeza total da área atingida, bem como para fazer frente às multas impostas

pelas autoridades ambientais. Há os seguintes processos e procedimentos em relação a esse derramamento:

Em 16 de fevereiro de 2001, o oleoduto de Araucária - Paranaguá rompeu com um movimento sísmico e derramou

aproximadamente 15.059 galões de óleo combustível em vários rios localizados no Estado do Paraná. Em 20 de

fevereiro de 2001, foram concluídos os serviços de limpeza das superfícies dos rios, recuperando aproximadamente

13.738 galões de óleo. Como resultado do acidente foram apresentados os seguintes atos contra a empresa:

DESCRIÇÃO

Autor: AMAR – Assoc. Defesa do

Meio a Ambiente de Araucária

Indenização de danos moral e

patrimonial ambiental.

NATUREZA

Cível

PROBABILIDADE DE PERDA

Possível

SITUAÇÃO ATUAL

O juízo determinou a conexão com

as ações da Instituto Ambiental do

Paraná-IAP e Ministérios Públicos

Federal e Estadual para julgamento

em conjunto.

DESCRIÇÃO

Autor: Instituto Ambiental

do Paraná – IAP

Multa aplicada por supostos danos

causados ao meio ambiente.

NATUREZA

Multa

PROBABILIDADE DE PERDA

Possível

SITUAÇÃO ATUAL

O juízo determinou conexão com

as ações da AMAR e Ministério

Publico Federal e Estadual para

julgamento conjunto.



(ii) Plantas termoelétricas em que a energia

produzida pertence a PETROBRAS (risco de mercado)

A PETROBRAS arrendou as plantas da IBIRITERMO e da TERMOBAHIA passando a operá-las (Contratos conversão

de energia – ECC). Ao final dos 20 anos (prazo dos contratos), as plantas termelétricas serão transferidas para

a PETROBRAS. O preço desembolsado mensalmente leva em consideração a remuneração do capital investido

pelos sócios.

Em 28 de dezembro de 2005, a PETROBRAS exercendo seu direito de preferência, concluiu a aquisição de 49%

da participação da ABB-Equity Venture (ABB-EV) na TERMOBAHIA, composta de ações e créditos, no valor de

aproximadamente R$ 106.000, utilizando estruturação financeira acordada com o BID.

Tal estruturação contempla a criação de uma Sociedade de Propósito Específico (SPE) chamada BLADE Securities

Ltd. (“BLADE”), sediada na Irlanda, que ficará sucessora dos direitos da ABB-EV, até que a PETROBRAS apresente um

sócio estratégico, limitado ao prazo de um ano.

A estrutura da operação possui 4 pontos principais:

A PIFCO, subsidiária da PETROBRAS, repassou recursos para a BLADE para comprar da PETROBRAS a dívida e a

participação acionária, antes pertencentes à ABB-EV. De acordo com a estrutura contratual entre PIFCO e a

BLADE, esta assumiu a obrigação de repassar para a PIFCO todos os rendimentos (principal + juros) auferidos

a partir da dívida adquirida.

A dívida da TERMOBAHIA com a ABB-EV foi adquirida pela subsidiária BRASOIL e as ações foram adquiridas

diretamente pela PETROBRAS que, na seqüência, venderam, ações e dívida, para a BLADE.

A estrutura contratual possue cláusulas de opção de compra (“Put and Call Option”) que podem ser “disparadas”

dentro de determinadas condições pré-acordadas entre PETROBRAS, BLADE e BID. Uma das cláusulas permite

à PETROBRAS a prerrogativa de reaver, a qualquer momento, esses direitos e revendê-los para um sócio

estratégico, desde que se obtenha a anuência prévia do BID.

A taxa do empréstimo em dólares norte americanos foi repactuada de 18,79% a.a. para 8% a.a. (motivação

principal da operação), o que irá proporcionar uma economia, para o Sistema PETROBRAS, da ordem de

R$ 80.000, dado que a PETROBRAS, é a garantidora dos fluxos do projeto TERMOBAHIA. A venda para o sócio

estratégico está condicionada à aceitação da nova taxa do empréstimo.

Ao final desta operação a participação acionária da TERMOBAHIA permanece inalterada, à exceção da troca da

ABB-EV pela BLADE, ou seja: PETROBRAS permanece com 29%, PETROS com 20%, BLADE com 49% e EIC Eletricity

S.A. (EIC) com 2%.

A EIC está negociando a venda desses direitos para ABB-EV que, em seguida, poderá vender esses direitos à

PETROBRAS, condicionada à aprovação BID. O compromisso entre EIC, ABB-EV e PETROBRAS está formalizado

através de troca de correspondências entre as partes. Isso deverá acontecer no primeiro trimestre de 2006, quando

a PETROBRAS aumentará a sua participação na TERMOBAHIA para 31%.

(iii) Exposição financeira contingente

Com base nos itens (i) e (ii), foram revertidas as expectativas de perdas prováveis relativas às atividades do segmento

de energia a partir do exercício de 2005, não cabendo quaisquer provisionamentos para perdas futuras.


(b.2) Recuperação de PIS e COFINS

A PETROBRAS e sua controlada GASPETRO ajuizaram ação ordinária perante à Justiça Federal da Seção Judiciária do

Rio de Janeiro, referente à recuperação, por meio de compensação, dos valores recolhidos a título de PIS e COFINS

incidentes sobre receitas financeiras e variações cambiais ativas, no período compreendido entre fevereiro de 1999 e

dezembro de 2002, considerando a inconstitucionalidade do § 1º do art. 3º da Lei nº 9.718/98.

Em 09 de novembro de 2005, o Supremo Tribunal Federal – STF considerou inconstitucional o mencionado § 1º

do art. 3º da Lei n° 9.718/98.

Em 09 de janeiro de 2006, devido à decisão definitiva do STF, a PETROBRAS ajuizou nova ação visando recuperar

os valores de COFINS referentes ao período de janeiro de 2003 a janeiro de 2004.

O valor de R$ 1.769.657, relativo às citadas ações, não está refletido nestas demonstrações contábeis.

21. Compromissos assumidos pelo segmento de energia

A Companhia mantém compromissos de fornecimento de gás, compra de energia e reembolso de despesas operacionais

com plantas termoelétricas incluídas no Programa Prioritário de Termoeletricidade, como resumidos a seguir:

(i) Planta termoelétrica na modalidade Merchant

A PETROBRAS por entender que o contrato envolvendo a térmica Macaé Merchant, vinha gerando sério desequilíbrio

econômico-financeiro, instou a El Paso visando repactuação do mesmo, pois contratualmente as contribuições de contingência

deveriam ser eventuais e não de forma permanente e sistemática como vinham ocorrendo. Esses pagamentos vinham

ocorrendo, principalmente, devido a uma mudança estrutural no mercado, sendo excessivamente onerosos à Companhia.

Face as negociações que vinham sendo conduzidas com a El Paso, proprietária da termoelétrica Macaé Merchant,

não terem, até então, levado a um acordo para a redução dos valores contingenciais, o litígio culminou com a abertura,

em março de 2005, de um processo de arbitragem num Tribunal Arbitral.

Paralelamente El Paso e PETROBRAS voltaram a manter entendimentos sobre uma forma negociada de resolver o

litígio, culminando, em 1° de fevereiro de 2006, com a assinatura de um Memorando de Entendimento (MOU) que,

em linhas gerais, ajustam o seguinte acordo:

A PETROBRAS adquirirá as empresas El Paso Rio Claro Ltda., proprietária da Usina Termelétrica Macaé Merchant, e

a El Paso Rio Grande Ltda., responsável pela comercialização da energia disponível da Usina Termelétrica Macaé

Merchant, pelo valor de aproximadamente R$ 837.000 ao câmbio de 31 de dezembro de 2005;

A El Paso se comprometerá a quitar as dívidas existentes, relacionadas à Usina Termelétrica Macaé Merchant,

transferindo as quotas das empresas vinculadas à Usina, para a PETROBRAS.

As partes estão comprometidas a concluir a operação no menor espaço de tempo possível, sendo a intenção da

assinatura dos contratos definitivos até março de 2006, bem como requererão, em conjunto, a suspensão

temporária do procedimento arbitral internacional, e do processo cautelar judicial, os quais deverão ser extintos

quando do encerramento da operação.



23. Informações sobre segmentos de negócios

A PETROBRAS é uma Companhia que opera de forma integrada, sendo a maior parte da produção de petróleo e

gás da área de Exploração e Produção transferida para outras áreas da PETROBRAS.

Nas demonstrações por áreas de negócio, as operações da Companhia estão apresentadas de acordo com o

modelo de organização e gestão aprovada em 23 de outubro de 2000, pelo Conselho de Administração da

PETROBRAS, contendo as seguintes áreas:

(a) Exploração e produção: abrange , por intermédio da PETROBRAS, da BRASOIL, PNBV, PIFCo e PIB BV e

Sociedades de Propósitos Específicos, as atividades de exploração, desenvolvimento da produção e

produção de óleo, líquido de gás natural e gás natural no Brasil, objetivando atender, prioritariamente, as

refinarias do país e, ainda, comercializando nos mercados interno e externo o excedente de óleo bem como

derivados produzidos em suas plantas de processamento de gás natural.

(b) Abastecimento: contempla, por intermédio da PETROBRAS, DOWNSTREAM (REFAP), TRANSPETRO,

PETROQUISA, BRASOIL, PIFCo, PIB BV e PNBV, as atividades de refino, logística, transporte e

comercialização de derivados, petróleo e alcoóis, além das participações em empresas petroquímicas no

Brasil e duas plantas de fertilizantes.

(c) Gás e Energia: engloba, por intermédio da PETROBRAS, GASPETRO, PETROBRAS COMERCIALIZADORA DE

ENERGIA, BR DISTRIBUIDORA, Sociedades de Propósitos Específicos e as Termoelétricas as atividades de

transporte e comercialização do gás natural produzido no País ou importado, a produção e comercialização

de energia e as participações societárias em transportadoras e distribuidoras de gás natural e em termelétricas.

(d) Distribuição: responsável pela distribuição de derivados, álcoois e gás natural veicular no Brasil, representada

principalmente pelas operações da BR DISTRIBUIDORA.

(e) Internacional: abrange, por intermédio da PIB BV Holanda, BRASOIL, BOC e PETROBRAS, as atividades de

exploração e produção de petróleo e gás, abastecimento e de gás e energia e distribuição realizadas em

quinze países ao redor do mundo.

No grupo de órgãos corporativos são alocados os itens que não podem ser atribuídos às demais áreas,

notadamente aqueles vinculados à gestão financeira corporativa, o overhead relativo à Administração Central e

outras despesas, inclusive as atuariais referentes aos planos de pensão e de saúde destinados aos aposentados

e beneficiários.

As informações contábeis por áreas de negócio foram elaboradas com base na premissa da controlabilidade,

objetivando atribuir às áreas de negócio somente os itens sobre os quais estas áreas tenham efetivo controle.

Destacamos, a seguir, os principais critérios utilizados na apuração de resultados por áreas de negócio:

(a) Receita operacional líquida: foram consideradas as receitas relativas às vendas realizadas a clientes externos,

acrescidas dos faturamentos entre as áreas de negócio, tendo como referência os preços internos de

transferência definidos entre as áreas, cujas metodologias de apuração são focadas em parâmetros de mercado.

(b) No lucro operacional estão computados a receita operacional líquida, os custos dos produtos e serviços

vendidos, que são apurados por área de negócio considerando o preço interno de transferência e os demais


(iv) Compromissos de compra de gás natural

A PETROBRAS assinou com a YPFB contratos, com vigência até 2019, tendo por objeto a compra de gás natural,

comprometendo-se a comprar volumes mínimos a um preço calculado segundo fórmula atrelada ao preço do

óleo combustível.

Durante 2002 e 2005 a PETROBRAS comprou menos que o volume mínimo estabelecido no contrato com a

YPFB e pagou US$ 82 milhões referentes aos volumes não transportados.

(v) Contratos de comercialização de energia no ambiente regulado - CCEAR

Em 16 de dezembro de 2005, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL realizou licitação, na modalidade leilão,

objetivando a contratação de capacidade de energia para o Sistema Interligado Nacional – SIN, no Ambiente de

Contratação Regulada – ACR. Tal contratação regulada deve ser formalizada por meio de contratos bilaterais denominados

Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, a serem celebrados entre cada concessionária

ou autorizada de geração e todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição.

O CCEAR prevê que a receita das usinas vendedoras seja composta por uma parcela fixa e outra variável,

devendo ser paga mensalmente pelo comprador.

A parcela fixa deverá abranger todos os componentes a que se destina a cobertura do empreendimento.

Neste primeiro leilão de energia nova, a PETROBRAS, através de suas Termoelétricas (Baixada Santista Energia

Ltda. - BSE, Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE, Termoceará Ltda., Termorio S.A., e Unidade de Negócios

Três Lagoas), vendeu a capacidade de energia de 1.391 MW. O resultado final do leilão significará para a

Companhia, com a venda da disponibilidade das suas usinas, uma receita fixa pelo prazo de 15 anos, a valores

atuais, de R$ 199.843/ano a partir de 2008 com a venda de 352 MW, de R$ 210.878/ano a partir de 2009 com

a venda de mais 469 MW e de R$ 277.928/ano a partir de 2010 com a venda de 570 MW.

Adicionalmente a PETROBRAS poderá ser remunerada pelos custos variáveis de operação, em função de

parâmetros pré-estabelecidos e do despacho efetivo das usinas.

22. Garantias aos contratos de concessão para exploração de petróleo

A PETROBRAS concedeu garantias à Agência Nacional de Petróleo - ANP no total de R$ 5.253.287 para os

programas exploratórios mínimos e/ou extensão previstos nos contratos de concessão das áreas de exploração.

Desse montante, R$ 4.388.977 correspondem ao penhor do petróleo de campos previamente identificados e já

em fase de produção e R$ 864.310 se referem a garantias bancárias.

Compromissos de compra de gás natural 2006 2007 2008 2009 2010 - 2019

Obrigação de volume (milhões m3/dia) 24 24 24 24 24/por ano



risco cambial, dado que a parcela de Nossas receitas vinculadas ao dólar é sensivelmente maior que a parcela

dos nossos custos e despesas naquela moeda.

Política de gestão de riscos financeiros

A política de gestão de riscos da PETROBRAS visa contribuir para um balanço adequado entre os seus objetivos

de crescimento e retorno e seu nível de exposição a riscos, quer inerentes do próprio exercício das suas atividades,

quer decorrentes do contexto em que ela opera, de modo que, através da alocação efetiva dos seus recursos -

físicos, financeiros e humanos - a Companhia possa atingir suas metas estratégicas.

Além de assegurar proteção adequada aos seus ativos fixos, instalações, operações e administradores, gerenciar

a exposição ao risco financeiro, tributário, regulatório, de mercado, das operações de crédito, dentre outros, a

política de gestão de riscos da PETROBRAS busca explicitar seu caráter de complementaridade à ações estruturais

que criarão fundamentos econômico-financeiros sólidos, capazes de garantir que as oportunidades de crescimento

serão aproveitadas, mesmo em meio à condições externas adversas.

Esta política tem como filosofia orientar as decisões de transferência de risco e está sustentada em ações

estruturais fundamentadas nos processos de disciplina de capital e gestão do endividamento. São elas:

Produzir barato - a disciplina de capital assegura custos competitivos para todos os produtos comercializados.

Níveis de investimentos futuros definidos de forma realista, considerando o equilíbrio entre a rentabilidade e

crescimento, aderência estratégica da carteira de projetos e a manutenção da liquidez e solvência da

Companhia, criando condições necessárias para um crescimento sustentável.

Gestão prudente do endividamento, buscando o casamento dos fluxos de caixa operacional e das dívidas,

incluindo volumes, moedas, duração e indexadores, reduzindo, conseqüentemente, o risco de insolvência.

Outras características importantes da gestão de riscos da PETROBRAS:

Gestão integrada dos riscos de mercado que quantifica as exposições totais, observa a existência de hedges

naturais e age sobre a exposição líquida da Companhia, evitando ações isoladas das Unidades de Negócio

que não contribuam para a otimização dos riscos corporativos.

Respeito aos conceitos de mercado eficiente e diversificação. A PETROBRAS entende que atua em alguns

dos mercados mais líquidos do mundo, onde a possibilidade de previsão sistemática de preços futuros é

bastante limitada. Como conseqüência, sua gestão de riscos concentra-se na eliminação de eventos extremos

indesejáveis ao invés de minimizar a variância de resultados, fluxo de caixa, etc.

Alto padrão de transparência nas divulgações das potenciais exposições da Companhia.

Avaliação de riscos

A avaliação dos riscos de “financiabilidade” do plano estratégico da Companhia é realizada pela análise

probabilística da projeção do fluxo de caixa da empresa para um período de até dois anos.

Verificada a possibilidade de ocorrerem saldos de caixa futuros inferiores ao mínimo considerado adequado, são

propostas ações que reduzam esse risco a níveis aceitáveis, diminuindo o risco de postergações ou interrupções

no plano de investimentos da Companhia.


custos operacionais de cada segmento, bem como as despesas operacionais, nas quais são consideradas

as despesas efetivamente incorridas em cada área.

(c) Ativos: contemplam os ativos identificados a cada área.

24. Instrumentos derivativos, hedging e atividades de gerenciamento de riscos

Em 2004, a Diretoria Executiva da PETROBRAS instituiu o Comitê de Gestão de Riscos, formado por gerentes

executivos de todas as áreas de negócio e de diversas áreas corporativas. Esse comitê tem o objetivo de garantir

o gerenciamento integrado das exposições aos riscos e formalizar as principais diretrizes de atuação da Companhia

para lidar com as incertezas das suas atividades.

A criação do Comitê de Gestão de Riscos visa concentrar as informações e discussão de ações de

gerenciamento dos riscos, facilitando a comunicação com a Diretoria e o Conselho de Administração em aspectos

relacionados as melhores práticas de governança corporativa.

Diversas comissões, criadas pelo Comitê de Gestão de Riscos, vêm desenvolvendo diretrizes específicas para o

gerenciamento dos riscos de crédito, patrimoniais e de responsabilidade, de preços de commodities, cambiais e

de taxas de juros com o objetivo de aproximar ainda mais das atividades operacionais e comerciais da Companhia

as orientações da política corporativa de gestão de riscos.

Características dos mercados onde a PETROBRAS atua

A Companhia está exposta a uma série de riscos de mercado decorrentes de suas operações. Tais riscos envolvem

principalmente o fato de que eventuais variações nos preços de petróleo e derivados, nas taxas cambiais ou de

juros, possam afetar negativamente o valor dos ativos e passivos financeiros ou fluxos de caixa futuros e lucros da

Companhia. A PETROBRAS mantém uma política global de gerenciamento de riscos que vem se desenvolvendo

sob a gestão dos diretores da Companhia.

A maior parcela das receitas da PETROBRAS vem do mercado brasileiro, com a venda, em reais, de derivados

de petróleo. O restante é gerado pelas exportações de produtos e vendas advindas das atividades internacionais.

Em ambos os casos, os preços guardam estreita relação com o mercado internacional.

Com a desregulamentação dos preços ocorrida a partir de janeiro de 2002, a maior parcela dos preços

praticados no mercado interno guarda, também, estreita relação com o mercado internacional. Desde então, as

variações na taxa de câmbio e nos preços de referência do mercado internacional são compensadas nos preços

do mercado doméstico, mesmo considerando-se alguma defasagem.

Como conseqüência dessas características dos mercados em que a PETROBRAS atua, temos que:

Parcela considerável do total da dívida e do fluxo de caixa operacional futuro da PETROBRAS encontra-se em

dólar ou fortemente atrelada a essa moeda.

Uma desvalorização do real em relação ao dólar norte-americano tem impacto relevante nas demonstrações

contábeis no curto prazo. No médio prazo, o fluxo operacional da Companhia colabora para amortecer esse



Os resultados gerados pelos instrumentos financeiros derivativos são registrados no período em resultados financeiros.

Para o período de janeiro a dezembro de 2005 a PETROBRAS Energia S.A. - PESA teve volumes de petróleo cobertos

de 7.300 mil barris. Esses instrumentos de hedge produziram uma perda equivalente a R$ 628.295 (US$ 268.4 milhões).

As operações mencionadas expõem a PETROBRAS Participaciones S.A.- PESA a um risco de crédito, o qual são

minimizados, entre outros, pela utilização de acordos cobrança e pagamentos antecipadas pelas mencionadas

operações e pela compensação de cobranças e pagamentos.

(b) Gerenciamento de riscos cambiais

No ano 2000 a PETROBRAS contratou operações de hedge, para cobertura de Notes emitidos no exterior em Lira italiana

e Xelim austríaco, buscando limitar sua exposição à valorização dessas moedas em relação ao dólar norte-americano.

As operações de hedge contratadas são denominadas Zero Cost Collar de compra e venda de opções, sem custo inicial,

que estabelecem um piso e um teto para a variação de uma moeda em relação à outra, limitando a perda com a

desvalorização do dólar norte-americano, enquanto permite aproveitar alguma parte da valorização da moeda americana.

Os hedges dos empréstimos em Lira italiana e Xelim austríaco foram contratados tendo como referência o EURO,

porque as duas moedas só circularam até o dia 28 de fevereiro de 2002.

A transação relacionada ao empréstimo em Xelim encerrou-se em dezembro de 2004. A operação de hedge da dívida

em Lira Italiana tinha valor de mercado positivo para a PETROBRAS de R$ 24.337 em 31 de dezembro de 2005.

O valor justo de mercado dos derivativos é calculado com base em práticas usuais de mercado, usando os valores

de fechamento no período considerado das cotações subjacentes relevantes.

(c) Gerenciamento de risco de taxa de juros

O risco da taxa de juros a que a Companhia está exposta é em função de sua dívida de longo prazo e, em menor

escala, de curto prazo. A dívida a taxas de juros flutuantes de moeda estrangeira está sujeita, principalmente, à

flutuação da Libor e a dívida a taxas de juros flutuantes expressa em reais está sujeita, principalmente, à flutuação da

taxa de juros de longo prazo (TJLP), divulgada pelo Banco Central do Brasil. A Companhia atualmente não utiliza

instrumentos financeiros derivativos para gerenciar sua exposição às flutuações das taxas de juros. A única exceção é

a sua controlada indireta PETROBRAS Energia S.A. – PESA, que utiliza diversos instrumentos financeiros derivativos

com a finalidade de reduzir certas exposições associadas à volatilidade das taxas de juros.

Até julho de 2005 a PESA manteve vigente contrato de cobertura de risco de taxa, que tinha como finalidade

administrar o risco de volatilidade da taxa de juros Libor implícita na obrigação negociável – Classe C, fixando a

respectiva taxa de juros em 7,93% a.a.

d) Instrumentos derivativos

A Companhia utiliza instrumentos derivativos e não-derivativos para implementar sua estratégia global de gerenciamento

de riscos. Ao usá-los, entretanto, expõe-se a riscos de crédito e de mercado. Riscos de crédito consistem no não

cumprimento dos termos do contrato derivativo por uma contraparte. Riscos de mercado representam o efeito adverso

sobre o valor de um instrumento financeiro, que resulta de uma alteração nas taxas de juros, nas taxas cambiais ou nos

preços das mercadorias. A Companhia monitora os riscos de crédito, limitando as contrapartidas a instrumentos financeiros


O modelo de quantificação de riscos utilizado (conhecido por Cash Flow at Risk ou CFaR) considera as variações dos

fatores mais significativos para a geração de caixa: preços, quantidades (produção e mercados), câmbio e juros.

Os saldos de caixa são projetados para uma infinidade de cenários dos principais fatores de risco, utilizando o

processo de Simulação de Monte Carlo. A partir daí, identifica-se o saldo de caixa estimado para o grau de confiança

pretendido e avaliam-se os períodos em que o caixa pode ficar abaixo do mínimo adequado.

Dentre as várias alternativas que podem ser utilizadas para preservar o saldo mínimo de caixa preestabelecido

encontram-se, por exemplo, transações com derivativos, captações adicionais de recursos e otimização da distribuição

dos prazos dos desembolsos.

As projeções econômico-financeiras são anualmente atualizadas durante o processo de revisão do planejamento estratégico.

Operações com instrumentos derivativos não estão associadas exclusivamente aos processos acima descritos.

Conforme descrito, a filosofia de riscos está apoiada na robustez de alguns fundamentos da organização, onde

derivativos são importantes instrumentos na proteção de transações e na compatibilização de ativos e passivos.

As exposições específicas das aplicações financeiras de tesouraria são avaliadas por um sistema de valor em risco

tradicional (VaR) e os resultados econômicos dos projetos de investimento, em alguns casos específicos, são analisados por

modelos de avaliação de riscos apropriados para cada segmento de negócio, utilizando a Simulação de Monte Carlo.

(a) Gerenciamento de riscos de mercado de petróleo e derivados

Como todos os seus pares, a PETROBRAS está sujeita à volatilidade dos preços internacionais do mercado de energia

(principalmente petróleo), que pode afetar materialmente a geração de caixa da Companhia.

Seguindo a premissa de considerar apenas a exposição liquida consolidada do risco de preço de petróleo e derivados,

as operações com derivativos, em geral, se limitam a proteger o resultado de transações específicas de curto prazo (até

seis meses). Nesses hedges são utilizados contratos futuros, swaps e opções. Essas operações estão sempre atreladas às

realizadas no mercado físico. Ou seja: são operações de hedge (não especulativas), nas quais as variações positivas ou

negativas são compensadas total ou parcialmente por resultado oposto na posição física.

No período de janeiro a dezembro de 2005 foram efetuadas operações de hedge para 23,30% do volume total

comercializado (importação e exportação). Em 31 de dezembro de 2005, as posições em aberto de mercado futuro,

comparadas com o valor de mercado, apresentariam um resultado negativo de, aproximadamente, R$ 1.500, caso

fossem liquidadas naquela ocasião.

Atendendo a condições de negócios específicos, realizamos excepcionalmente uma operação de hedge de longo

prazo, ainda ativo, envolvendo a venda de opções de venda de 52 milhões de barris de petróleo WTI, no período de

2004 a 2007. Essa operação visa a estabelecer uma proteção de preço para essa quantidade de petróleo, de forma

a garantir aos financiadores do Projeto Barracuda/Caratinga uma margem mínima para cobertura do serviço da dívida.

Em 31 de dezembro de 2005 essa operação, se liquidada a valor de mercado, representaria resultado positivo

equivalente a R$ 68.200 proveniente dos prêmios.

A PETROBRAS Energia S.A - PESA., controlada indireta da PETROBRAS, como produtora de petróleo cru, está

exposta ao correspondente risco de preço. Nesta condição, recorre a diversos instrumentos financeiros derivativos para

mitigar a sua exposição ao risco. Estes instrumentos tomam como referência o preço do West Texas Intermediate

(WTI), que é utilizado, principalmente, para determinar os preços de venda no mercado físico.



Considerando seu porte financeiro e seus compromissos e investimentos nas áreas de Saúde, Meio Ambiente e

Segurança (SMS) e Qualidade, a PETROBRAS, a exemplo das empresas petrolíferas de porte semelhante ao seu, retém

uma parcela significativa de seu risco, inclusive através do aumento de suas franquias, que podem atingir US$ 20 milhões.

25. Segurança, meio ambiente e saúde

A melhora continuada do desempenho ambiental da PETROBRAS, tal como definida em seu Plano Estratégico,

está associada à implementação de dois grandes programas – o de Segurança de Processo (PSP) e o de

Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional (PEGASO).

Os investimentos no PEGASO, em 2005, somaram aproximadamente R$ 1.279.151, incluindo R$ 502.255

da Transpetro.

26. Remuneração de dirigentes e empregados da Controladora (em reais)

O Plano de Cargos e Salários e de Benefícios e Vantagens da PETROBRAS e a legislação específica estabelecem

os critérios para todas as remunerações atribuídas pela Companhia a seus dirigentes e empregados.

No exercício de 2005, a maior e a menor remunerações atribuídas a empregados ocupantes de cargos

permanentes, relativas ao mês de dezembro, foram de R$ 36.871,66 e R$ 867,82 (R$ 33.455,82 e R$ 818,55

em 2004), respectivamente. A remuneração média naquele exercício foi de R$ 6.181,14 (R$ 5.622,81 em 2004).

Com relação a dirigentes da Companhia, a maior remuneração em 2005, ainda tomando-se por base o mês

de dezembro, correspondeu a R$ 42.402,40 (R$ 38.474,19 em 2004).

27. Evento subseqüente

Aquisição da Refinaria Passadena

Em 03 de fevereiro de 2006, o Conselho de Administração da PETROBRAS aprovou o acordo de compra e venda

com a Astra Oil NV para a aquisição de 50% da refinaria Passadena Refinig System Inc. (PRSI), antiga Crow

Refinery, em Passadena - Texas – Estados Unidos da América, pelo valor de aproximadamente US$ 370 milhões.

O plano de negócios inicial compreende a operação conjunta e o gerenciamento comercial da PRSI.

A refinaria de PRSI tem capacidade de 100.000 bbl/d e encontra-se em processo de modernização para

atendimento aos novos padrões ambientais fixados pela Environmental Profection Agency (EPA) para a gasolina.


IMPORTÂNCIA SEGURADA

ATIVO TIPOS DE COBERTURA CONSOLIDADO CONTROLADORA

Instalações, equipamentos e

produtos em estoque Incêndio e riscos operacionais 60.979.425 55.600.426

Navios-tanque e

embarcações auxiliares Cascos 2.538.840

Plataformas fixas, sistemas

flutuantes de produção e

unidades de perfuração marítimas Riscos de petróleo 15.567.176 15.567.176

Total 79.085.441 71.167.602

derivativos de instituições financeiras de primeira linha. Os riscos de mercado são gerenciados pelos diretores da

Companhia. A empresa não mantém, e tampouco emite, instrumentos financeiros para fins comerciais.

(e) Contrato derivativo de gás natural

Um contrato de hedge para o preço de gás estabelecido em contrato de suprimento de longo prazo (Contrato de

Redução de Volatilidade do Preço de Gás Natural - CRVP) foi realizado em outubro 2002, a fim de reduzir a exposição

de variação entre o preço de aquisição e o de venda no Brasil. A transação de hedge foi negociada com um dos

produtores de gás natural fornecido à PETROBRAS e tem prazo idêntico ao do contrato de suprimento de gás natural.

Considerando que não existe valor de mercado para as cotações de referência do preço do gás natural no prazo

do contrato CRVP, o valor justo desse instrumento derivativo foi calculado com base em modelo estocástico

desenvolvido pela Companhia. Adicionalmente, levando em conta a complexidade de definição dos parâmetros

utilizados no modelo estocástico e para ajustar a estimativa de valor gerada pelo modelo, temos como política

aplicar sobre o resultado do mesmo a diferença média dos resultados de análises de sensibilidade apropriadas.

O valor justo estimado para CRVP, em 31 de dezembro de 2005, alcançou, aproximadamente, R$ 1.280.000.

Eventuais resultados que venham a ser realizados pela diferença de preços estabelecidos nos dois contratos,

relacionada às quantidades efetivamente transportadas, serão refletidas na política de preços praticada na Companhia.

(f) Seguros

Para proteção do seu patrimônio, a PETROBRAS tem por filosofia básica transferir, através da contratação de

seguros, os riscos que, na eventualidade de ocorrência, possam acarretar prejuízos que impactem,

significativamente, o patrimônio da Companhia, bem como os riscos sujeitos a seguro obrigatório, seja por

disposições legais ou contratuais. Os demais riscos são objeto de auto-seguro, com a PETROBRAS,

intencionalmente, assumindo o risco, de forma integral, mediante ausência de seguro. O auto-seguro é adotado

quando os ativos são economicamente inexpressivos ou ainda em decorrência da elevada relação custo/benefício.

As informações principais sobre a cobertura de seguros vigente em 31 de dezembro de 2005 podem ser

assim demonstradas:


O Conselho Fiscal da Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS, no exercício de suas funções legais e estatutárias, em

reunião realizada nesta data, com ausência justificada da Dra. Denise Maria Ayres de Abreu, examinou o Relatório

Anual da Administração, as Demonstrações Contábeis, compreendendo: Balanço Patrimonial, Demonstração do

Resultado, Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido e Demonstração das Origens e Aplicações de

Recursos, as Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis e o Parecer dos Auditores Independentes, relativos

ao Exercício Social findo em 31 de dezembro de 2005.

2. Foram verificadas as seguintes propostas, que estão sendo encaminhadas pela Administração da PETROBRAS à

aprovação dos acionistas: 1ª) Aprovação das Demonstrações Contábeis da PETROBRAS (Controladora e

Consolidadas) do exercício social de 2005; 2ª) Aprovação de retenção de lucros no Patrimônio Líquido, em

Reserva de Retenção de Lucros, no montante de R$ 15.104 milhões, destinada a atender parcialmente a

programação anual de investimentos, com base no Orçamento de Capital de 2006, no montante de R$ 26.204

milhões; 3ª) Aprovação de destinação do lucro líquido do exercício de 2005: I- para Reserva Legal, R$ 1.173

milhões; II- para Reserva Estatutária para Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico, R$ 164 milhões; III- para

Reserva de Retenção de Lucros, R$ 15.095 milhões; e IV- para distribuição de Dividendos, R$ 7.018 milhões

(R$ 1,60 por ação, equivalente a 31,49% do lucro básico para fins de dividendos); 4ª) Aprovação, considerando

o provisionamento contábil da participação dos empregados e administradores nos lucros ou resultados (PLR) do

exercício de 2005, no valor de R$ 846 milhões, da parcela que cabe aos administradores da Companhia; e 5ª)

Aprovação de incorporação ao Capital de parte das Reservas de Lucros, no montante de R$ 15.013 milhões; e o

saldo da Reserva de Correção Monetária do Capital Realizado, no montante de R$ 339 milhões, aumentando o

Capital de R$ 32.896 milhões para R$ 48.248 milhões, sem modificação do número de ações emitidas.

3. Com base nos exames efetuados e à vista do parecer da ERNST & YOUNG Auditores Independentes, de 17 de

fevereiro de 2006, apresentado sem ressalva, o Conselho Fiscal opina favoravelmente à aprovação das referidas

propostas a serem submetidas à discussão e votação nas Assembléias Gerais Ordinária e Extraordinária dos

Acionistas da PETROBRAS, a serem realizadas em 03 de abril de 2006.

Rio de Janeiro, 21 de fevereiro de 2006

PRESIDENTA

Maria Lúcia de Oliveira Falcón


parecer do conselho fiscalinformações Corporativas

CONSELHEIROS

Marcus Pereira Aucélio | Nelson Rocha Augusto | Túlio Luiz Zamin

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

PRESIDENTE | Dilma Vana Rousseff

CONSELHEIROS

Antonio Palocci Filho

Cláudio Luiz da Silva Haddad

Fábio Colletti Barbosa

Arthur Antonio Sendas

Gleuber Vieira

Jorge Gerdau Johannpeter

Jaques Wagner

José Sergio Gabrielli de Azevedo

DIRETORIA EXECUTIVA

PRESIDENTE | José Sergio Gabrielli de Azevedo

DIRETOR DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO | Guilherme de Oliveira Estrella

DIRETOR DE GÁS E ENERGIA | Ildo Luís Sauer

DIRETOR FINANCEIRO E DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES | Almir Guilherme Barbassa

DIRETOR INTERNACIONAL | Nestor Cuñat Cerveró

DIRETOR DE SERVIÇOS | Renato de Souza Duque

DIRETOR DE ABASTECIMENTO | Paulo Roberto Costa

CONTADOR | Marcos Menezes (CRC-RJ 35.286/O-1)


Anotações


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Contabilidade e Comunicação Institucional

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Análise financeira 2005