petróleo brasileiro sa - petrobras y subsidiarias
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COMISIÓN DE VALORES DE LOS ESTADOS UNIDOS (SEC) WASHINGTON, D.C. 20549 FORMULARIO 20‐F INFORME ANUAL DE CONFORMIDAD CON EL ARTICULO 13 o 15(d) DE LA LEY DEL MERCADO DE VALORES (SECURITIES EXCHANGE ACT) DE 1934 Ejercicio Económico finalizado el 31 de diciembre de 2008 Número de Registro en la Comisión: 001‐15106 Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS (Razón Social exacta del declarante tal como figura en sus Estatutos) Brazilian Petroleum Corporation – Petrobras (Nombre del declarante en inglés) República Federativa del Brasil (Jurisdicción de constitución o inscripción) Número de Registro en la Comisión: 001‐33121 Petrobras International Finance Company (Razón Social exacta del declarante tal como figura en sus Estatutos) Islas Caimán (Jurisdicción de constitución o inscripción) Harbour Place th 103 South Church Street, 4 floor P.O. Box 1034GT ‐ BWI George Town, Grand Cayman Islas Caimán (Domicilio de la sede principal de los negocios) Sérvio Túlio da Rosa Tinoco (55 21) 3224‐1410 – [email protected] Avenida República do Chile, 65 – Piso 3 20031‐912 – Rio de Janeiro – RJ Brasil (Nombre, teléfono, e‐mail y/o fax y domicilio de la persona de contacto de la compañía) Avenida República do Chile, 65 20031‐912 – Rio de Janeiro – RJ Brasil (Domicilio de la sede principal de los negocios) Almir Guilherme Barbassa (55 21) 3224‐2040 – [email protected] Avenida Republica Do Chile 65 – Piso 23 20031‐912 – Rio de Janeiro – RJ Brasil (Nombre, teléfono, e‐mail y/o fax y domicilio de la persona de contacto de la compañía) Títulos registrados o a registrar de conformidad con el Artículo 12(b) de la Ley: Nombre de las Bolsas en que cotiza: Acciones ordinarias de Petrobras, sin valor nominal Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)* American Depositary Shares (ADS) de Petrobras (representadas por Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) American Depositary Receipts (ADR)), que representan 2 acciones ordinarias cada una Acciones preferidas de Petrobras, sin valor nominal* Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)* American Depositary Shares (ADS) de Petrobras (representadas por Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) American Depositary Receipts (ADR)), que representan 2 acciones preferidas cada una Obligaciones Globales de PifCo al 6,125% con vencimiento en 2016 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Obligaciones Globales de PifCo al 5,875% con vencimiento en 2018 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Obligaciones Globales de PifCo al 7,875%, con vencimiento en 2019 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) * No para negociación, sino sólo en relación con el registro de American Depositary Shares, de conformidad con lo dispuesto por la Bolsa de Valores de Nueva York. Títulos registrados o a registrar de conformidad con el Artículo 12(g) de la Ley: Ninguno Títulos respecto de los cuales existe obligación de presentar información de conformidad con el Artículo 15(d) de la Ley: Título de cada clase: Obligaciones Senior de PifCo al 9,750% con vencimiento en 2011 Obligaciones Globales de PifCo al 9,125% con vencimiento en 2013 Obligaciones Globales de PifCo al 7,75% con vencimiento en 2014 Obligaciones Globales de PifCo al 8,375% con vencimiento en 2018 Cantidad de acciones en circulación de cada clase de Petrobras y PifCo al 31 de diciembre de 2008: 5.073.347.344 acciones ordinarias de Petrobras, sin valor nominal 3.700.729.396 acciones preferidas de Petrobras, sin valor nominal 300.050.000 acciones ordinarias de PifCo, con un valor nominal de U$S1 cada una Indique con una X si el declarante es un emisor experimentado y reconocido, tal como se define en la Norma 405 de la Ley de Títulos Valores. Sí ⌧ No Si este informe es un informe anual o provisorio, indique con una X si el declarante está exento de la presentación de informes de conformidad con el Artículo 13 o 15(d) de la Ley del Mercado de Valores de 1934. Sí No ⌧ Indique con una X si el declarante (1) ha presentado todos los informes exigidos por el Artículo 13 o 15(d) de la Ley del Mercado de Valores de 1934 durante los 12 meses anteriores (o durante el período menor en que se exigió que el declarante presentara tales informes), y (2) ha estado sujeto a tal exigencia de presentar informes durante los últimos 90 días. Sí ⌧ No Indique con una X si el declarante ha presentado por medios electrónicos y ha publicado en el sitio web de la compañía, si lo hubiera, los Archivos de Datos interactivos exigidos por la Norma 405 de la Regulación S‐T (art. 232.405 de este capítulo) durante los 12 meses anteriores (o durante el período menor en que se exigió que el declarante presentara y publicara tales archivos) N/A Sí No Indique con una X si el declarante está sujeto a la condición de “large accelerated filer” (presentación acelerada para compañías de gran capitalización), “accelerated filer” (presentación acelerada) o “non‐accelerated filer” (presentación normal). Véase la definición de “accelerated filer” en la Norma 12b‐2 de la Ley del Mercado de Valores (indique uno): Título de cada clase: Large accelerated filer ⌧ [Petrobras] Accelerated filer Non‐accelerated filer ⌧ [PifCo] Indique con una X los criterios contables utilizados por el declarante en la preparación de los estados contables incluidos en esta presentación: GAAP de los E.E.U.U. ⌧ Normas Internacionales para Presentación de Informes Financieros emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) Otros En el caso de haber indicado “Otros” en la respuesta a la pregunta anterior, indique con una X el item que el declarante ha decidido elegir en relación con los estados contables. Item 17 Item 18 Si este es un informe anual, indique con una X si el declarante es una sociedad sin actividad (shell company) (según se define en la Norma 12b‐2 de la Ley del Mercado de Valores) Sí No ⌧ INDICE Página Declaraciones Prospectivas .......................................................................................................................................... 1 Glosario de Términos de la Industria del Petróleo ........................................................................................................3 Tabla de Conversión ......................................................................................................................................................5 Abreviaturas ..................................................................................................................................................................6 Presentación de Información Financiera.......................................................................................................................8 Petrobras......................................................................................................................................... 8 PifCo ..................................................................................................................................................8 Acontecimientos Recientes .........................................................................................................................................10 Presentación de Información sobre Reservas .............................................................................................................10 PARTE I Item 1. Datos de los Consejeros, Principales Ejecutivos y Asesores ........................................................…11 Item 2. Estadísticas de Oferta y Cronograma Estimado ..............................................................................11 Item 3. Información Clave ...........................................................................................................................11 Información Financiera Seleccionada .............................................................................................11 Tipos de Cambio..............................................................................................................................14 Factores de Riesgo ..........................................................................................................................15 Riesgos Relacionados con Nuestras Operaciones ..........................................................................15 Riesgos Relacionados con PifCo ......................................................................................................20 Riesgos Relacionados con la Relación entre Petrobras y el Gobierno Brasileño ............................21 Riesgos Relacionados con Brasil......................................................................................................21 Riesgos Relacionados con Nuestras Acciones y Títulos de Deuda ..................................................23 Información sobre la Compañía ......................................................................................................27 Item 4. Historia y Desarrollo........................................................................................................................27 Descripción General del Grupo .......................................................................................................27 Exploración y Producción................................................................................................................31 Suministro (Downstream – Brasil) ..................................................................................................41 Distribución.....................................................................................................................................47 Gas y Energía (Gas, Energía y Renovables—Brasil) .........................................................................49 Internacional ...................................................................................................................................59 Información sobre PifCo..................................................................................................................67 Estructura Organizacional ...............................................................................................................70 Bienes de Uso..................................................................................................................................72 Reglamentación de la Industria del Petróleo y el Gas en Brasil......................................................72 Iniciativas Relacionadas con la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente ......................................75 Seguro .............................................................................................................................................76 Item 4A. Comentarios no Resueltos del Personal .........................................................................................77 Item 5. Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras ............................................................................77 Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones de Petrobras..............77 Información General .......................................................................................................................77 Volúmenes de Venta y Precios........................................................................................................78 Efecto de los Impuestos sobre las Ganancias de la Compañía........................................................79 Inflación y Variación del Tipo de Cambio........................................................................................79 Resultados de las Operaciones .......................................................................................................80 Resultados de las Operaciones—2008 comparado con 2007.........................................................81 Resultados de las Operaciones—2007 comparado con 2006....................................................... 88 Información Adicional sobre los Segmentos de Negocio.............................................................. 96 Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones de PifCo ................... 97 Información General ..................................................................................................................... 97 Compra y Venta de Crudo y Productos Derivados del Petróleo ................................................... 97 Resultados de las Operaciones—2008 comparado con 2007....................................................... 98 i Item 6. Item 7. Item 8. Item 9. Item 10. Item 11. Item 12. Item 13. Item 14. Item 15. Resultados de las Operaciones—2007 comparado con 2006....................................................... 99 Liquidez y Recursos de Capital ......................................................................................................100 Petrobras.......................................................................................................................................100 PifCo ..............................................................................................................................................103 Obligaciones Contractuales...........................................................................................................108 Petrobras.......................................................................................................................................108 PifCo ..............................................................................................................................................108 Políticas Contables y Estimaciones Relevantes.............................................................................109 Impacto de las Nuevas Normas Contables....................................................................................113 Investigación y Desarrollo .............................................................................................................115 Tendencias del Mercado...............................................................................................................116 Consejeros, Principales Ejecutivos y Empleados...........................................................................117 Consejeros y Principales Ejecutivos ..............................................................................................117 Remuneración...............................................................................................................................123 Titularidad de las Acciones............................................................................................................123 Consejo Fiscal................................................................................................................................123 Comité de Auditoría de Petrobras ................................................................................................125 Otros Comités Asesores ................................................................................................................126 Ombudsman de Petrobras ............................................................................................................126 Comités Asesores de PifCo............................................................................................................126 Empleados y Relaciones Laborales ...............................................................................................126 Principales Accionistas y Operaciones con Partes Relacionadas ..................................................129 Principales Accionistas ..................................................................................................................129 Operaciones de Petrobras con Partes Relacionadas.....................................................................129 Operaciones de PifCo con Partes Relacionadas ............................................................................130 Información Financiera .................................................................................................................133 Estados Contables Consolidados de Petrobras y Otra Información Financiera ............................133 Estados Contables Consolidados de PifCo y Otra Información Financiera....................................133 Procesos Legales ...........................................................................................................................133 Distribución de Dividendos ...........................................................................................................138 Oferta y Cotización en Bolsa .........................................................................................................138 Petrobras.......................................................................................................................................138 PifCo ..............................................................................................................................................140 Información Adicional ...................................................................................................................141 Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras...................................................................................141 Restricciones Respecto de Titulares no Brasileños .......................................................................149 Transferencia del Control..............................................................................................................149 Divulgación de la Titularidad del Accionista..................................................................................149 Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo..........................................................................................149 Contratos Significativos.................................................................................................................153 Controles de Divisas ‐ Petrobras ...................................................................................................153 Impuestos Relacionados con Nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas.........................154 Impuestos Relacionados con las Obligaciones de PifCo................................................................162 Documentos Presentados .............................................................................................................166 Información Cualitativa y Cuantitativa sobre los Riesgos del Mercado........................................166 Petrobras.......................................................................................................................................166 PifCo ..............................................................................................................................................169 Descripción de Títulos que no sean Acciones ...............................................................................172 PARTE II Incumplimientos, Dividendos Impagos e Incumplimientos de Pago…………………………………………172 Modificaciones Substanciales de los Derechos de los Tenedores de Títulos y Destino de los Fondos …..172 Controles y Procedimientos ..........................................................................................................172 Evaluación de Controles y Procedimientos de Divulgación de Información………………………………172 ii Informe de la Dirección Relativo al Control Interno de la Información Financiera.......................172 Cambios en los Controles Internos ...............................................................................................173 Item 16A. Experto Financiero del Comité de Auditoría.................................................................................173 Item 16B. Código de Etica..............................................................................................................................173 Item 16C. Servicios y Honorarios del Estudio Contable.................................................................................174 Honorarios de Auditoría y de Otras Funciones .............................................................................174 Políticas y Procedimientos de Aprobación del Comité de Auditoría ............................................175 Item 16D. Exención de las Normas Relativas a los Comités de Auditoría de Sociedades que Cotizan en Bolsa .................................................................................................................................175 Item 16E. Adquisición de Acciones por parte del Emisor y Compradores Afiliados......................................175 Item 16F. Cambio del Contador Certificante del Declarante ........................................................................176 Item 16G. Gobierno Corporativo ...................................................................................................................176 PARTE III Estados Contables .........................................................................................................................178 Item 17. Item 18. Estados Contables .........................................................................................................................178 Item 19 Anexos...........................................................................................................................................179 Firmas ........................................................................................................................................................................184 Firmas ........................................................................................................................................................................185 iii DECLARACIONES PROSPECTIVAS Este informe anual contiene declaraciones sobre hechos futuros, conforme al significado del Artículo 27A de la Ley de Títulos Valores de 1933 y sus modificaciones, y el Artículo 21E de la Ley del Mercado de Valores de 1934 y sus modificaciones, que no se basan en hechos históricos y no son garantía de resultados futuros. Muchas de las declaraciones sobre hechos futuros contenidas en este informe anual se pueden identificar por el uso de términos que hacen referencia al futuro, como por ejemplo “considerar”, “estimar”, “prever”, “debería”, “proyectado”, “estimación”, y “potencial”. Las declaraciones sobre hechos futuros están relacionadas con los siguientes temas, entre otros, relativos a Petrobras: • estrategia de comercialización y expansión regional; • perforación de pozos y actividades de exploración; actividades de exportación; • inversiones proyectadas y presupuestadas y otros costos, compromisos e ingresos; importación • liquidez; y • desarrollo de otras fuentes de ingresos. nuestra capacidad para descubrir, adquirir u obtener nuevas reservas y para desarrollar las actuales en forma exitosa; • las incertidumbres inherentes al cálculo estimativo de nuestras reservas de petróleo y gas incluyendo las reservas de petróleo y gas descubiertas recientemente; • la competencia; • las dificultades técnicas en la operación de nuestros equipos y en la prestación de nuestros servicios; • los cambios en las leyes y reglamentaciones o el incumplimiento de las mismas; • la obtención de autorizaciones y licencias gubernamentales; • los acontecimientos políticos, económicos y sociales en Brasil y en el exterior; operaciones militares, actos de terrorismo o sabotaje, guerras o embargos; • el costo y la disponibilidad de seguros adecuados; y • otros factores analizados más adelante en “Factores de Riesgo.” • nuestra capacidad financiamiento; • las condiciones económicas y comerciales generales, incluidos los precios del crudo y de otros commodities, los márgenes de refinación y el tipo de cambio vigente; Estas declaraciones no implican garantía de resultados futuros y están sujetas a riesgos, incertidumbres y presunciones que son difíciles de prever. Por consiguiente, nuestros resultados reales pueden diferir substancialmente de los expresados o pronosticados en las declaraciones sobre hechos futuros, como resultado de una variedad de factores incluyendo los descriptos en “Factores de Riesgo” a continuación. obtener 1 • y Debido a que estas declaraciones sobre hechos futuros están sujetas a riesgos e incertidumbres, existen factores importantes por los que los resultados reales podrían diferir substancialmente de los mencionados explícita o implícitamente. Esos factores incluyen: las condiciones económicas mundiales y la actual crisis crediticia global; otras • para • Las declaraciones sobre hechos futuros contenidas en este informe se encuentran expresamente condicionadas en su totalidad por la presente declaración preventiva y no deberá basarse en ellas para ninguna evaluación. La Compañía no asume ninguna obligación de actualizar o modificar públicamente las declaraciones sobre hechos futuros, ya sea como resultado de nueva información o nuevos hechos futuros o por cualquier otra razón. subsidiaria totalmente controlada constituida conforme a las leyes de las Islas Caimán, Petrobras International Finance Company (PifCo). Las operaciones de PifCo, que consisten principalmente en la compra y venta de crudo y productos derivados del petróleo, se describen con más detalle a continuación. A menos que el contexto requiera lo contrario, los términos “Petrobras”, “la Compañía“, “nosotros” y “nuestro/a/os/as”, se refieren a Petróleo Brasileiro S.A.— PETROBRAS, sus subsidiarias consolidadas y sociedades con fines específicos, incluida Petrobras International Finance Company. El término “PifCo” se refiere a Petrobras International Finance Company y sus subsidiarias. Los datos sobre reservas de crudo y gas natural presentados o descriptos en este informe son sólo cálculos estimativos, y nuestra producción, ingresos y gastos reales relacionados con tales reservas pueden diferir substancialmente de dichas estimaciones. Este informe anual corresponde a Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS (Petrobras) y a la 2 GLOSARIO DE TÉRMINOS DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO A menos que el contexto indique lo contrario, los siguientes términos tienen el significado atribuido a continuación: ANP ............................................La Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustiveis, o ANP, es la agencia federal que regula la industria del petróleo, gas natural y combustibles renovables en Brasil. Barriles.......................................Barriles de petróleo crudo. BSW ...........................................Sedimento y agua de fondo, una medida del contenido de agua y sedimentos del crudo. Craqueo catalítico......................El proceso por el cual las moléculas de hidrocarburos se dividen (craquean) en fracciones menores por la acción de un catalizador. Unidad de Coquización ..............Recipiente en el que se craquea el bitumen en fracciones. Condensado...............................Sustancias de hidrocarburos livianos producidas con gas natural que se condensan en líquido a temperaturas y presiones normales. Aguas profundas........................Entre 300 y 1.500 metros (984 y 4.921 pies) de profundidad. Destilación .................................Proceso por el cual los líquidos se separan o refinan por vaporización seguida de condensación. EWT............................................Prueba de pozo de alcance extendido FPSO...........................................Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga. FPU.............................................Unidad Flotante de Producción. FSO.............................................Unidad Flotante de Almacenamiento y Descarga. FSRU...........................................Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación, buque que recibe gas natural líquido y lo convierte en gas para utilización o transporte por gasoducto. Petróleo crudo pesado ..............Petróleo crudo con densidad API inferior o igual a 22°. Petróleo crudo intermedio ........Petróleo crudo con densidad API superior a 22° e inferior o igual a 31°. Petróleo crudo liviano ...............Petróleo crudo con densidad API superior a 31°. GNL ............................................Gas Natural Licuado. GLP.............................................Gas Licuado de Petróleo, que es una mezcla de hidrocarburos saturados y no saturados con hasta cinco átomos de carbono, utilizado como combustible doméstico. LGN ............................................Líquidos de gas natural, que son substancias de hidrocarburos livianos producidas con gas natural, que se condensan en líquido a temperaturas y presiones normales. 3 Petróleo .....................................Petróleo crudo, incluyendo líquidos de gas natural y condensados. Sección anterior al estrato de Formación geológica que contiene depósitos de petróleo y gas natural ubicada sal............................................... debajo de una capa evaporítica. Reservas probadas.....................Reservas probadas de gas y petróleo son las cantidades estimadas de petróleo crudo, gas natural y líquidos de gas natural que los datos geológicos y de ingeniería demuestran con razonable certeza que son recuperables en años posteriores de reservorios conocidos en condiciones operativas y económicas existentes, es decir, precios y costos a la fecha de la estimación. Los precios incluyen la consideración de cambios en los precios existentes establecidos solamente en virtud de disposiciones contractuales, pero no debido a aumentos sobre la base de condiciones futuras. Las reservas desarrolladas probadas son reservas que se estima pueden ser Reservas desarrolladas probadas.................................... recuperadas a través de pozos existentes con equipos y métodos operativos existentes. El petróleo y el gas adicional que se estima obtener a través de la aplicación de inyección de fluidos u otra técnica de recuperación mejorada para complementar las fuerzas naturales y mecanismos de recuperación primaria se incluyen como “reservas desarrolladas probadas” sólo después de ser probadas en un proyecto piloto o de que la operación de un programa instalado haya confirmado, a través de la respuesta de producción, que se logrará una mayor recuperación. Las reservas no desarrolladas probadas son reservas que se estima recuperar de Reservas no desarrolladas probadas.................................... nuevos pozos en una superficie no perforada, o de pozos existentes donde se requiere un gasto relativamente significativo de reterminado pero no incluyen reservas atribuibles a una superficie en la cual se contemple la aplicación de inyección de fluidos u otras técnicas de recuperación mejorada, a menos que dichas técnicas hayan demostrado ser efectivas a través de pruebas reales en el área y en el mismo reservorio. Las reservas en superficies no perforadas están limitadas a las unidades no perforadas que compensan las unidades productivas cuya producción es razonablemente cierta en el momento de la perforación. Las reservas probadas de otras unidades no perforadas se declaran solamente cuando se demuestra con certeza que existe continuidad de producción de la formación productiva existente. SS ...............................................Unidad semi sumergible. Aguas ultra profundas ...............Más de 1.500 metros (4.921 pies) de profundidad. 4 TABLA DE CONVERSIÓN 1 acre = 0,0040 km2 1 barril = 42 galones (E.E.U.U.) = Aproximadamente 0,13 toneladas de petróleo 1 boe = 1 barril de petróleo crudo equivalente = 6.000 pies cúbicos de gas natural 1 m3 de gas natural = 35,315 pies cúbicos = 0,0059 boe 1 km = 0,6214 millas 1 km2 = 247 acres 1 metro = 3,2808 pies 1 tonelada de petróleo = 1.000 kilos de petróleo crudo crudo 5 = Aproximadamente 7,5 barriles de petróleo crudo (suponiendo un índice de gravedad de 37° API a presión atmosférica) ABREVIATURAS bbl Barriles bn Mil millones bnbbl Mil millones de barriles bncf Mil millones de pies cúbicos bnm3 Mil millones de metros cúbicos boe Barriles de petróleo equivalente bbl/d Barriles por día cf Pies cúbicos GOM Golfo de México GW Gigawatts GWh un gigawatt de energía suministrada o demandada durante una hora km Kilómetros km2 Kilómetros cuadrados m3 Metros cúbicos mbbl Miles de barriles mbbl/d Miles de barriles por día mboe Miles de barriles de petróleo equivalente mboe/d Miles de barriles de petróleo equivalente por día mcf Miles de pies cúbicos mcf/d Miles de pies cúbicos por día mm3 Miles de metros cúbicos mm3/d Miles de metros cúbicos por día mmbbl Millones de barriles mmbbl/d Millones de barriles por día mmboe Mmboe mmboe/d Mmboe por día mmcf Millones de pies cúbicos mmcf/d Millones de pies cúbicos por día 6 mmm3 Millones de metros cúbicos mmm3/d Millones de metros cúbicos por día mmt/y Millones de toneladas métricas por año MW Megawatts MWavg Cantidad de energía (en MWh) dividida por el tiempo (en horas) en el cual se produce o consume dicha energía MWh Un megawatt de energía suministrada o demandada durante una hora P$ Pesos argentinos R$ Reales brasileños t Tonelada métrica tcf Billones de pies cúbicos U$S Dólares estadounidenses /d Por día /y Por año 7 PRESENTACION DE INFORMACIÓN FINANCIERA En este informe anual, las expresiones “real,” “reales” o “R$” se refieren a reales brasileños y las expresiones “dólares estadounidenses” o “U$S” se refieren a dólares de los Estados Unidos. Algunas cifras incluidas en este informe han sido redondeadas y, en consecuencia, los totales indicados en algunos cuadros pueden no ser la suma exacta de las cifras que los componen. Consejo de Normas de Contabilidad Financiera de los E.E.U.U. (FASB). Los montos expresados en dólares en este informe han sido convertidos de reales al tipo de cambio vigente al cierre del período, para los rubros del balance general y al tipo de cambio promedio del período, para los rubros del estado de resultados y del estado de flujo de efectivos. Petrobras A menos que el contexto indique lo contrario: Los estados contables consolidados auditados de Petrobras y de nuestras subsidiarias consolidadas al 31 de diciembre de 2008 y de 2007, y correspondientes a cada uno de los tres ejercicios del período finalizado el 31 de diciembre de 2008, y las notas correspondientes, contenidos en este informe anual, se presentan en dólares estadounidenses y han sido preparados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados de los E.E.U.U. (U.S. GAAP). Véase el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras” y la Nota 2(a) a nuestros estados contables consolidados auditados. También publicamos estados contables en Brasil, en reales, de acuerdo con los principios contables determinados por la Ley Nº 6404/76, y sus modificaciones, o Ley de Sociedades de Brasil y las reglamentaciones establecidas por la Comissão de Valores Mobiliários (Comisión de Valores de Brasil o CVM), o los principios contables generalmente aceptados de Brasil, que difieren en aspectos significativos de los principios contables generalmente aceptados de los E.E.U.U. Algunos montos correspondientes a los ejercicios 2007, 2006, 2005 y 2004 han sido reclasificados para ajustarlos a las normas de presentación del ejercicio actual. Estas reclasificaciones no han tenido impacto alguno sobre nuestros resultados. los datos históricos contenidos en este informe no provenientes de los estados contables consolidados auditados fueron convertidos de reales en forma similar; • los montos contenidos en las declaraciones sobre hechos futuros, incluyendo inversiones futuras estimadas, se basan en nuestro Plan Estratégico 2020 que cubre el período 2008‐2020 y en nuestro Plan de Negocios 2009‐2013 y fueron proyectados sobre una base constante y convertidos de reales en 2009 al tipo de cambio promedio estimado de R$2,10 por U$S1 y los cálculos futuros que implican un precio supuesto del crudo se han calculado utilizando un precio del crudo Brent de U$S58 por barril para 2009, U$S61 para 2010, U$S72 para 2011, U$S74 para 2012 y U$S68 por barril para 2013, ajustados en relación con nuestras diferencias de calidad y ubicación, a menos que se especifique lo contrario; y • Nuestra moneda funcional en Brasil es el real. Tal como se describe en la Nota 2(a) a nuestros estados contables consolidados auditados, los montos expresados en dólares estadounidenses a las fechas y por los períodos presentados en nuestros estados contables consolidados auditados han sido calculados nuevamente o convertidos a partir de los montos expresados en reales conforme a los criterios establecidos en la Declaración N° 52 sobre Contabilidad Financiera, o SFAS 52, del • el cálculo de las inversiones futuras se basa en los montos presupuestados más recientemente, que pueden no haberse ajustado para reflejar todos los factores que podrían afectar dichos montos. PifCo La moneda funcional de PifCo es el dólar estadounidense. Prácticamente todas las ventas de PifCo se realizan en dólares estadounidenses y todas sus deudas están expresadas en dólares estadounidenses. En consecuencia, los estados contables consolidados auditados de PifCo al 31 de diciembre de 2008 y 2007, los correspondientes a cada uno de los tres ejercicios del período finalizado 8 el 31 de diciembre de 2008 y las notas correspondientes contenidas en este informe anual, se presentan en dólares estadounidenses y se prepararon de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados de los Estados Unidos e incluyen las subsidiarias totalmente controladas por PifCo: Petrobras Europe Limited, Petrobras Finance Limited, Bear Insurance Company Limited (BEAR) y Petrobras Singapore Private Limited. 9 ACONTECIMIENTOS RECIENTES A partir del 31 de diciembre de 2008, PifCo ha incurrido en deuda por U$S1.500 millones mediante la emisión de obligaciones en el mercado de capitales internacional y por U$S4.000 millones a través de diferentes líneas de crédito. Véase el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras – Liquidez y Recursos de Capital – PifCo – Deuda a Largo Plazo incurrida con posterioridad al 31 de diciembre de 2008.” El 19 de mayo de 2009, hemos concluido negociaciones con China Development Bank en relación con un préstamo bilateral por el monto de U$S10.000 millones. El plazo del préstamo será de 10 años y el producido se utilizará para financiar nuestro Plan de Negocios 2009‐2013 y la adquisición de bienes y servicios a empresas chinas. PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN SOBRE RESERVAS de los precios al cierre del ejercicio con el fin de determinar la productividad económica de las reservas en Brasil. Las estimaciones de nuestras reservas probadas de crudo y gas natural al 31 de diciembre de 2008 incluidas en este informe fueron calculadas de acuerdo con las definiciones técnicas establecidas por la Comisión de Valores de los E.E.U.U. (SEC). DeGolyer and MacNaughton realizó el cálculo estimado de la mayor parte de nuestras reservas internas al 31 de diciembre de 2008. Todos los cálculos de reservas implican algún grado de incertidumbre. Véase el Item 3. “Información Clave – Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con Nuestras Operaciones" en relación con la descripción de los riesgos relacionados con nuestras reservas y su estimación. También registramos las estimaciones de reservas correspondientes a nuestras operaciones internacionales en varios organismos gubernamentales en cumplimiento de los lineamientos de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE). Las reservas totales estimadas a nuestras operaciones correspondientes internacionales, según los lineamientos de la SPE, ascendían a 0,497 mil millones de barriles de crudo y LGN y 2.967 mil millones de pies cúbicos de gas natural, representando un aumento de aproximadamente el 8,24% respecto de las reservas estimadas de conformidad con la Reglamentación S‐ X, según lo indicado en el presente. Esta diferencia existe debido a que, a diferencia de lo dispuesto por la Reglamentación S‐X, los lineamientos técnicos de la SPE permiten el registro de las reservas en Nigeria sobre la base de técnicas de recuperación de petróleo, tales como inyección de fluidos, en base a yacimientos similares. También registramos nuestras estimaciones de reservas de gas y petróleo en organismos gubernamentales de la mayoría de los países en los que desarrollamos actividades. El 15 de enero de 2009, registramos la estimación de las reservas correspondientes a Brasil en la Agência Nacional de Petróleo (Agencia Nacional de Petróleo ‐ ANP), de acuerdo con las normas y reglamentaciones brasileñas. Las reservas totales estimadas ascienden a 11.900 millones de barriles de crudo y condensado y 12,7 billones de pies cúbicos de gas natural. Las reservas estimadas que registramos en la ANP y las que presentamos en este informe difieren en aproximadamente un 27%. Esta diferencia se debe a: (i) el requisito de la ANP de que calculemos nuestras reservas probadas a través del abandono técnico de los pozos de producción, en lugar de limitar la estimación de las reservas a la duración de nuestros contratos de concesión tal como lo estipula la Norma 4‐10 de la Reglamentación S‐X y (ii) diferentes criterios técnicos para el registro de las reservas probadas, incluida la utilización de datos símicos 3D para establecer las reservas probadas en Brasil y la utilización de precios de petróleo promedio en lugar En diciembre de 2008, la SEC realizó modificaciones a sus normas de presentación de información relacionada con el petróleo y el gas con el fin de modernizar y actualizar los requisitos de presentación de información correspondiente al petróleo y el gas. Los cambios actualizan la guía para la presentación de información en base a los avances de la industria en relación con la determinación de las reservas de petróleo y gas. Estamos estudiando el impacto de los nuevos lineamientos de la SEC para la presentación de información relativa a nuestras reservas probadas de petróleo y gas. Los nuevos lineamientos de la SEC no han entrado en vigencia y no han sido utilizados para la determinación de las reservas correspondientes al cierre del ejercicio 2008. 10 PARTE I Item 1. Datos de los Consejeros, Principales Ejecutivos y Asesores No aplicable. Item 2. Estadísticas de Oferta y Cronograma Estimado No aplicable. Item 3. Información Clave Información Financiera Seleccionada Petrobras Los cuadros siguientes contienen información financiera consolidada seleccionada de Petrobras, expresada en dólares estadounidenses y preparada de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados de los Estados Unidos. La información correspondiente a cada uno de los cinco ejercicios del período finalizado el 31 de diciembre de 2008 fue tomada de nuestros estados contables consolidados auditados. La auditoría de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 fue realizada por KPMG Auditores Independentes y la correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004 estuvo a cargo de Ernst & Young Auditores Independentes S/S. Esta información deberá leerse junto con los estados contables consolidados auditados, incluyendo las notas correspondientes y el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras”, y se encuentra condicionada en su totalidad por referencia a los mismos. Algunos montos correspondientes a 2007, 2006, 2005 y 2004 han sido reclasificados para ajustarlos a las normas de presentación del ejercicio actual. Estas reclasificaciones no han tenido impacto alguno sobre los resultados de la empresa. DATOS DEL BALANCE —PETROBRAS Activo: Total activo corriente ........................................................................... Bienes de uso, neto .............................................................................. Inversiones en sociedades no consolidadas y otras inversiones .......... Total activo no corriente ...................................................................... Total activo.................................................................................. Pasivo y Patrimonio Neto: Total pasivo corriente........................................................................... Total pasivo no corriente(1) ................................................................. Deuda a largo plazo(2) ......................................................................... Total pasivo ................................................................................ Participación minoritaria ...................................................................... Patrimonio neto Acciones autorizadas y emitidas: Acciones preferidas.......................................................................... Acciones ordinarias.......................................................................... Reserva de capital y otros ingresos generales Total patrimonio neto .......................................................................... Total pasivo y patrimonio neto.................................................... 2008 26.758 84.719 3.198 11.020 125.695 24.756 22.340 16.031 63.127 (1) Excluye deuda a largo plazo (2) Excluye la porción corriente de deuda a largo plazo. 11 24.468 25.588 12.148 62.204 659 Al 31 de diciembre de 2006 (en millones de U$S) 29.140 30.955 84.282 58.897 5.112 3.262 11.181 5.566 129.715 98.680 2007 15.106 21.088 25.715 61.909 125.695 8.620 12.196 44.363 65.179 129.715 13.328 14.226 12.145 39.699 1.074 7.718 10.959 25.622 44.299 98.680 19.426 37.020 1.862 4.774 63.082 18.161 14.983 11.503 44.647 1.966 2004 25.784 45.920 1.810 5.124 78.638 21.976 19.929 10.510 52.415 2.332 2005 877 4.772 6.929 21.216 32.917 78.638 4.772 6.929 10.805 22.506 63.082 DATOS DEL ESTADO DE RESULTADOS—PETROBRAS Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 2007 2006 2005 2004 (millones de U$S, excepto datos correspondientes a acciones y por acción) Ingresos operativos netos ............................ 118.257 87.735 72.347 56.324 38.428 Utilidad operativa......................................... 25.294 20.451 19.844 15.085 9.711 Resultado neto del ejercicio(1)..................... 18.879 13.138 12.826 10.344 6.190 Promedio ponderado de la cantidad de acciones en circulación:(2) Acciones ordinarias.................................. 5.073.347.344 5.073.347.344 5.073.347.344 5.073.347.344 5.073.347.344 3.700.729.396 3.699.806.288 3.698.956.056 3.698.956.056 Acciones preferidas.................................. 3.700.729.396 Utilidad operativa por:(2) Acción ordinaria y preferida..................... 2,88 2,33 2,26 1,72 1,11 ADS ordinaria y preferida (3) ................... 5,76 4,66 4,52 3,44 2,22 Ganancias básicas y diluidas por:(1)(2) Acción ordinaria y preferida..................... 2,15 1,50 1,46 1,18 0,71 ADS ordinaria y preferida (3) ................... 4,30 3,00 2,92 2,36 1,42 Dividendos en efectivo por:(2)(4) Acción ordinaria y preferida..................... 0,47 0,35 0,42 0,34 0,21 ADS ordinaria y preferida (3) ................... 0,94 0,70 0,84 0,68 0,42 (1) El resultado neto es equivalente al resultado proveniente de las operaciones en marcha. (2) El 25 de abril de 2008, Petrobras realizó una división de acciones dos por una. Las cifras correspondientes a acciones y por acción en relación con todos los períodos reflejan la división de acciones. (3) En julio de 2007, Petrobras realizó una división inversa de acciones cuatro por una que modificó la relación acciones subyacentes/ADS de cuatro acciones por cada ADS a dos acciones por ADS. Las cifras por acción correspondientes a todos los períodos reflejan la división de acciones. (4) Representa los dividendos pagados durante el ejercicio. 12 PifCo En los siguientes cuadros se presenta información financiera consolidada seleccionada de PifCo, expresada en dólares estadounidenses y preparada de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados de los Estados Unidos. La información correspondiente a cada uno de los cinco ejercicios del período finalizado el 31 de diciembre de 2008 fue tomada de los estados contables consolidados auditados de PifCo. La auditoría de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 fue realizada por KPMG Auditores Independentes y la correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004 estuvo a cargo de Ernst & Young Auditores Independentes S/S. Esta información deberá leerse junto con los estados contables consolidados auditados de PifCo, incluyendo las notas correspondientes, y el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras”, y se encuentra condicionada en su totalidad por referencia a los mismos. DATOS DEL BALANCE —PifCo Activo: Total activo corriente ................................................................ Bienes de uso, neto ................................................................... Total otros activos ..................................................................... Total activo ........................................................................... 2008 30.383 2 2.918 33.303 Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 2006 2005 (millones de U$S) 28.002 19.241 13.242 1 1 — 4.867 2.079 3.507 32.870 21.321 16.749 2004 11.057 — 3.613 14.670 Pasivo y patrimonio neto: Total pasivo corriente................................................................ Total pasivo no corriente (1) ..................................................... Deuda a largo plazo(2) .............................................................. Total pasivo........................................................................... 28.012 — 5.884 33.896 27.686 — 5.187 32.873 9.264 7.442 4.640 21.346 7.098 3.734 5.909 16.741 4.929 3.553 6.152 14.634 Total patrimonio neto (déficit) .................................................. Total pasivo y patrimonio neto ............................................. (593) 33.303 (3) 32.870 (25) 21.321 8 16.749 36 14.670 (1) Excluye deuda a largo plazo. (2) Excluye la porción corriente de deuda a largo plazo. DATOS DEL ESTADO DE RESULTADOS—PifCo Ingresos operativos, neto.......................................................... Utilidad (pérdida) operativa ...................................................... Resultado neto del ejercicio ...................................................... 2008 42.443 (927) (772) 13 Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 2006 2005 (millones de U$S) 26.732 22.070 17.136 127 (38) (13) 29 (211) (28) 2004 12.356 20 (59) Tipos de Cambio Sujeto a determinados procedimientos y a disposiciones regulatorias específicas, la compra y venta de divisas y la transferencia internacional de reales están permitidas sin limitación alguna siempre que la transacción subyacente sea válida. Las divisas podrán adquirirse solo a través de entidades financieras con domicilio constituido en Brasil y autorizadas a operar en el mercado de cambio. No podemos prever si el Banco Central o el gobierno brasileño continuarán permitiendo la libre flotación del real o intervendrán el mercado de cambio mediante un sistema de banda monetaria u otro sistema. La apreciación del real en 2004 fue del 8,1% respecto del dólar estadounidense y continuó con una apreciación del 11,8% en 2005, 8,7% en 2006, 17,2% en 2007 y 10,1 en la primera mitad de 2008. A comienzos del segundo semestre de 2008 el real se depreció fuertemente frente al dólar. El real se depreció 31,9% frente al dólar en 2008. Al 20 de mayo de 2009, el real se apreció a R$2,020 por U$S1 representando una apreciación de aproximadamente 13,6% en 2009 a la fecha. El real podría depreciarse o apreciarse significativamente en el futuro. Véase “Factores de Riesgo ‐ Riesgos Relacionados con Brasil.” El siguiente cuadro presenta información sobre el tipo de cambio vendedor, expresado en reales por dólar (R$/U$S), correspondiente a los períodos indicados. En el siguiente cuadro se utiliza el tipo de cambio vendedor comercial anterior al 14 de marzo de 2005. Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 ................................................................................................. 2007 ................................................................................................. 2006 ................................................................................................. 2005 ................................................................................................. 2004 ................................................................................................. Mes: Diciembre de 2008 ........................................................................... Enero de 2009 .................................................................................. Febrero de 2009............................................................................... Marzo de 2009 ................................................................................. Abril de 2009.................................................................................... Mayo de 2009 (hasta el 20 de mayo de 2009) ................................. (R$/U$S) Promedio(1) Al cierre del ejercicio Máximo Mínimo 2,500 2,156 2,371 2,762 3,205 2,500 2,380 2,392 2,422 2,290 2,178 1,559 1,733 2,059 2,163 2,654 1,836 1,947 2,175 2,435 2,926 2,337 1,771 2,138 2,341 2,654 2,337 2,189 2,245 2,238 2,170 2,020 2,398 2,313 2,320 2,313 2,202 2,098 2,337 2,316 2,378 2,315 2,178 2,020 Fuente: Banco Central de Brasil (1) El tipo de cambio promedio anual representa el promedio de los tipos de cambio al cierre de cada mes del período pertinente. El tipo de cambio promedio mensual representa el promedio de los tipos de cambio al cierre de las operaciones de cada día hábil del período. La legislación brasileña establece que, cuando se produzca un grave desequilibrio en la balanza de pagos de Brasil o existan serias razones para prever un desequilibrio de ese tipo, el gobierno brasileño podrá imponer restricciones temporarias a la remesa de divisas al exterior. Véase “Factores de Riesgo —Riesgos relacionados con Brasil.” 14 FACTORES DE RIESGO La volatilidad e incertidumbre de los precios internacionales del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural podrían continuar. Caídas substanciales o prolongadas de los precios internacionales del crudo podrían tener un efecto negativo significativo sobre nuestros negocios, resultados de las operaciones y situación financiera, y sobre el valor de nuestras reservas probadas. Caídas significativas del precio del crudo podrían generar una reducción o modificación de nuestro plan de inversiones, y ello podría afectar en forma negativa la estimación de la producción a mediano plazo y los cálculos estimativos de reservas en el futuro. Además, nuestro objetivo es que en el largo plazo nuestra política de precios en Brasil alcance paridad con los precios internacionales de los productos. En general, no ajustamos nuestros precios de diesel, gasolina y GLP durante períodos de volatilidad en los mercados internacionales. En consecuencia, aumentos significativos rápidos o sostenidos en el precio internacional del crudo y de los derivados del petróleo podrían generar márgenes de downstream más bajos para la empresa y podríamos no obtener todas las ganancias que nuestros competidores obtienen en períodos de precios internacionales más elevados. Riesgos relacionados con Nuestras Operaciones Caídas substanciales o prolongadas y la volatilidad en los precios internacionales del crudo y de los productos derivados del petróleo y del gas natural podrían tener un efecto negativo significativo en nuestros resultados. La mayor parte de nuestros ingresos proviene de las ventas de crudo y productos derivados del petróleo y, en menor medida, de gas natural. No tenemos ni tendremos control sobre los factores que afectan los precios internacionales del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural. El precio promedio del barril de crudo Brent, petróleo de referencia internacional, era de aproximadamente U$S96,99 en 2008, U$S72,52 en 2007 y U$S65,14 en 2006 y el precio del barril de crudo Brent era de U$S41,76 el 30 de abril de 2009. La variación del precio del crudo generalmente implica una variación del precio de los productos derivados del petróleo y el gas natural. Históricamente, el precio internacional del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural ha variado ampliamente en función de varios factores. Estos factores incluyen: • acontecimientos geopolíticos y económicos regionales y mundiales en las regiones productoras de petróleo, especialmente en el Medio Oriente; • la capacidad de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de establecer y mantener el nivel de producción de crudo y defender su precio; • oferta y demanda mundiales y regionales de crudo, productos derivados del petróleo y gas natural; • competencia de otras fuentes de energía; • normativas gubernamentales nacionales y extranjeras; y • condiciones climáticas. La capacidad para alcanzar nuestros objetivos de crecimiento a largo plazo depende de la capacidad para descubrir nuevas reservas y desarrollarlas en forma exitosa. Si no lo logramos, es posible que no alcancemos los objetivos a largo plazo de incremento de la producción. La capacidad para lograr nuestros objetivos de crecimiento a largo plazo, incluyendo los definidos en nuestro Plan de Negocios 2009‐2013, depende en gran medida de nuestra capacidad para obtener nuevas concesiones a través de nuevas rondas de licitación y descubrir nuevas reservas y desarrollar exitosamente las reservas de las que ya disponemos. Será necesario realizar importantes inversiones con el fin de alcanzar los objetivos de crecimiento fijados en nuestro Plan de Negocios 2009‐2013, y no podemos garantizar que obtendremos el capital necesario. Además, nuestras ventajas competitivas en las rondas de licitación para la obtención de nuevas concesiones en Brasil han disminuido a través de los años como resultado de la mayor 15 competencia en el sector de petróleo y gas de Brasil. Además, nuestras actividades de exploración nos exponen a los riesgos inherentes a la perforación, incluido el riesgo de no descubrir reservas de crudo o de gas natural comercialmente explotables. Los costos de perforación de pozos a menudo son inciertos. Como consecuencia de una gran cantidad de factores fuera de nuestro control (tales como condiciones de perforación imprevistas, desperfectos de los equipos o accidentes, y falta o demora en la disponibilidad de equipos de perforación y la entrega de equipos), las operaciones de perforación pueden reducirse, posponerse o cancelarse. Estos riesgos se acentúan cuando perforamos en aguas profundas y ultra profundas. La perforación en aguas profundas y ultra profundas representó aproximadamente el 35% de los pozos exploratorios que perforamos en 2008. financiera mundial podría tener un impacto negativo sobre los terceros con quienes realizamos o podríamos realizar operaciones. Cualquiera de estos factores podría afectar los resultados de las operaciones, la situación financiera y la liquidez de la Compañía. No somos propietarios de ninguna reserva de crudo y gas natural del Brasil. Una fuente garantizada de reservas de crudo y gas natural es esencial para que una compañía de petróleo y gas mantenga la producción y la generación de ingresos. Por ley, el gobierno brasileño es propietario de todas las reservas de crudo y de gas natural de Brasil y la concesionaria es propietaria del petróleo y del gas que produce. Gozamos del derecho exclusivo de desarrollar nuestras reservas de acuerdo con los contratos de concesión que nos ha otorgado el gobierno brasileño y somos propietarios de los hidrocarburos que producimos conforme a los términos de dichos contratos, pero si el gobierno brasileño decidiera restringir o cancelar nuestro derecho a explotar dichas reservas de crudo y de gas natural, nuestra capacidad para generar ingresos se vería afectada de forma negativa. A menos que nuestras actividades de exploración y desarrollo resulten exitosas o adquiramos propiedades que contengan reservas probadas, o ambas cosas, y que podamos obtener el capital necesario para financiar estas actividades, nuestras reservas probadas disminuirán a medida que se extraigan reservas. Si no logramos tener acceso a nuevas reservas, es posible que no alcancemos nuestras metas de incremento de la producción para el período 2009‐2013, y los resultados de nuestras operaciones y la situación financiera podrían verse afectados en forma negativa. El cálculo de reservas de crudo y gas natural implica un cierto grado de incertidumbre que podría afectar de manera negativa nuestra capacidad de generar ingresos. Las reservas probadas de crudo y gas natural presentadas en este informe anual corresponden a la cantidad estimada de crudo, gas natural y líquidos de gas natural que datos geológicos y de ingeniería demuestran con razonable certeza que se puede extraer de yacimientos conocidos en condiciones económicas y operativas conocidas (es decir, precios y costos a la fecha en que se realizó el cálculo). Nuestras reservas probadas desarrolladas de crudo y gas natural son reservas que puede preverse que serán recuperadas a través de pozos ya perforados, con el equipo ya instalado y con métodos de operación ya establecidos. Dado que existe incertidumbre al calcular la cantidad de reservas probadas en relación con los precios del crudo y gas natural aplicables a nuestra producción, es posible que sea necesario revisar nuestras estimaciones de reservas. Las revisiones negativas de las estimaciones de nuestras reservas podrían disminuir la producción La actual crisis financiera mundial y un escenario económico incierto han provocado la caída de los precios del petróleo que, de continuar, podría disminuir nuestro flujo de efectivos y dificultar el logro de nuestros objetivos de crecimiento definidos en el Plan de Negocios 2009‐2013. La actual crisis financiera mundial y un escenario económico incierto que se agravó durante el segundo semestre de 2008 han provocado una caída de la demanda de productos derivados del petróleo a nivel mundial. Como resultado de ello, los precios de los productos derivados del petróleo han disminuido como así también nuestros flujos de fondos. Si el precio del petróleo continúa bajo, es posible que sea necesario modificar los objetivos de crecimiento, especialmente en vista de la reducción substancial de la disponibilidad de crédito en los mercados de capitales. La situación económica y 16 futura, y ello podría producir un efecto negativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. eliminación de residuos también pueden exigirnos limpiar o modernizar nuestras instalaciones a un costo elevado que podría implicar obligaciones significativas. El Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Instituto brasileño del Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables ‐ IBAMA) inspecciona periódicamente nuestras plataformas petroleras en la Cuenca Campos, y puede imponer multas y restricciones a las operaciones u otras sanciones como resultado de sus inspecciones. Además, estamos sujetos a leyes de protección del medio ambiente que nos exigen incurrir en gastos significativos para subsanar los daños que pueda producir un proyecto. Estos costos adicionales pueden tener un impacto negativo en la rentabilidad de los proyectos que nos proponemos implementar o, como consecuencia de dichos costos, tales proyectos pueden no resultar económicamente viables. La cantidad de recursos podría no ser suficiente para financiar las futuras actividades de exploración, producción y desarrollo en las secciones anteriores al estrato de sal recientemente descubiertas. La explotación de nuestros descubrimientos de petróleo y gas en las secciones anteriores al estrato de sal requerirá mayor cantidad de capital, recursos humanos y una amplia gama de servicios petroleros en mar abierto. Uno de los principales desafíos será ampliar la flota de equipos de perforación. La disponibilidad de equipos de perforación existentes es limitada como así también la capacidad de los astilleros para construir nuevas unidades de perforación. Nos vemos continuamente obligados a priorizar entre pozos de desarrollo y pozos exploratorios, y es posible que no podamos obtener la cantidad de equipos de perforación necesarios para alcanzar nuestros objetivos de exploración, producción y desarrollo en relación con las secciones anteriores al estrato de sal. Dado que las reglamentaciones ambientales son cada vez más rigurosas y que estamos sujetos a nuevas leyes y reglamentaciones relacionadas con el cambio climático, incluyendo control del carbono, es probable que nuestras inversiones se incrementen significativamente en el futuro, tanto para cumplir con estas reglamentaciones como para implementar mejoras en nuestras prácticas respecto a la salud, la seguridad y el medio ambiente. Asimismo, debido a que nuestras inversiones están sujetas a la aprobación del gobierno brasileño, el aumento de las inversiones para cumplir con las reglamentaciones ambientales puede dar lugar a una reducción de nuestra inversión estratégica. El aumento substancial de los gastos para cumplir con las reglamentaciones ambientales o la reducción de nuestra inversión estratégica podría tener un efecto negativo substancial sobre los resultados de nuestras operaciones o nuestra situación financiera. Estamos sujetos a numerosas reglamentaciones de protección de la salud y medio ambiente que se han tornado más estrictas en los últimos años y podrían generar un aumento de las obligaciones y las inversiones. Nuestras actividades están sujetas al cumplimiento de una amplia variedad de leyes, reglamentos y requisitos de autorización federales, estaduales y locales, relacionados con la protección de la salud y del medio ambiente, tanto en Brasil como en otras jurisdicciones en las que desarrollamos actividades. En Brasil, podríamos estar expuestos a sanciones administrativas y penales, incluyendo advertencias, multas y órdenes de cierre, en caso de incumplimiento de estas reglamentaciones ambientales que, entre otras cosas, limitan o prohíben la emisión o el derrame de sustancias tóxicas producidas en relación con nuestras operaciones. En años anteriores, han ocurrido derrames de petróleo por los cuales hemos sido objeto de multas por parte de varios organismos ambientales estaduales y federales, de demandas civiles y penales y de investigaciones. Véase el Item 8. “Información Financiera ‐ Procesos Legales”. Las reglamentaciones sobre emisiones y Podríamos incurrir en pérdidas y perder tiempo y dinero en la defensa de litigios y arbitrajes pendientes. Actualmente enfrentamos numerosos procesos judiciales civiles, administrativos, ambientales, laborales e impositivos. Se trata de demandas que involucran montos substanciales de dinero y otras obligaciones. Varios litigios individuales representan una parte significativa del monto total de las demandas. Por ejemplo, sobre la 17 base de que las plataformas de perforación y producción no pueden clasificarse como buques de alta mar, la Dirección Impositiva de Brasil determinó que las remesas al extranjero para el pago de flete deberían ser reclasificadas como pago de arrendamiento y estar sujetas a una retención impositiva del 25%. La Dirección Impositiva presentó dos determinaciones impositivas en contra de Petrobras por la suma total de R$4.372 millones (aproximadamente U$S1.871 millones) al 31 de diciembre de 2008. Véase el Item 8. “Información Financiera ‐ Procesos Legales”.” derivados del petróleo, principales alternativas del gas natural. Nuestros precios de gas natural no se ajustan de inmediato a las fluctuaciones del precio internacional del petróleo crudo y los productos derivados del petróleo, como consecuencia de lo cual el gas natural puede resultar menos competitivo hasta que se ajusta a precios internacionales más bajos. Las bajas sostenidas en el mercado brasileño de gas natural podrían tener un efecto adverso substancial en los resultados de las operaciones y en la situación financiera de la Compañía. Si las demandas que involucran un monto substancial, y para las cuales no constituimos previsiones, se resolvieran contra nosotros, o si las pérdidas estimadas resultaran ser mucho más elevadas que las previsiones constituidas, el costo total de las decisiones contrarias a nuestros intereses podría producir un efecto negativo significativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. Además, podría ser necesario que nuestro personal directivo dedicara tiempo y atención a la defensa de estas demandas, y ello impediría que se concentrara en nuestros negocios principales. En función del resultado, determinados litigios podrían originar restricciones en nuestras operaciones y tener un efecto negativo significativo sobre algunos de nuestros negocios. Además, estamos sujetos a multas y podríamos perder nuestra licencia para vender electricidad si no pudiéramos cumplir con nuestros compromisos de entrega de energía a la Agência Nacional de Energia Elétrica—ANEEL, ente regulador de la energía brasileño, como consecuencia de limitaciones en el suministro de gas. Existen varios factores que podrían afectar nuestra capacidad de entregar gas a nuestras centrales termoeléctricas a gas, incluyendo la incapacidad de garantizar el suministro de gas natural, problemas que afectan nuestra infraestructura de gas natural, y el aumento de la demanda en el mercado no termoeléctrico. Véase el Item 4. “Información sobre la Compañía – Gas y Energía – Energía —Ventas de Electricidad” en relación con una explicación más detallada de estos riesgos. Nuestra participación en el mercado de gas natural y energético brasileño podría no resultar rentable. Como resultado de lo expuesto, nuestra participación en el mercado de gas natural y en el mercado interno de energía ha generado pérdidas en años anteriores y podría no generar el retorno previsto. Durante los últimos cinco años hemos invertido, en forma individual o junto con otros inversores, en varias centrales de generación termoeléctrica a gas en Brasil. Estas centrales termoeléctricas proporcionan al sistema capacidad de operación sin carga de base y operan con un factor de utilización promedio bajo. Este factor de utilización bajo tiene un efecto negativo en nuestra capacidad de obtener un retorno de la inversión. Las fluctuaciones de la moneda podrían tener un efecto negativo substancial sobre los resultados de nuestras operaciones y situación financiera, debido a que la mayor parte de nuestros ingresos es en reales y una gran parte de nuestras deudas es en moneda extranjera. La demanda de gas natural también está afectada por las condiciones económicas generales y los precios del petróleo. Durante el primer trimestre de 2009, la demanda no termoeléctrica de gas natural en Brasil disminuyó 22% en comparación con la demanda promedio en 2008, debido principalmente a una contracción de la actividad en el sector industrial y menores precios internacionales del petróleo crudo y productos El impacto de las fluctuaciones del tipo de cambio, especialmente del real/dólar, sobre nuestras operaciones es diverso y podría resultar significativo. El principal mercado para nuestros productos es Brasil y durante los tres últimos ejercicios económicos más del 73% de nuestros ingresos ha sido en reales mientras que algunos de nuestros gastos operativos y de capital y una parte 18 substancial de nuestro endeudamiento son, y se prevé que continuarán siendo, en dólares o indexados al dólar, y en otras monedas extranjeras. Además, durante 2008, importamos U$S22.000 millones en crudo y productos derivados del petróleo, con precios en dólares. En contrapartida, una porción substancial de nuestros activos líquidos se mantiene en activos denominados en dólares estadounidenses, o indexados al dólar estadounidense, pero no utilizamos contratos a término, swaps y contratos a futuro para compensar el impacto de las variaciones en el valor de la moneda sobre nuestras operaciones y estados contables a causa de su limitada liquidez y su costo. nuestros empleados se declararan en huelga, la consecuente suspensión de actividades podría producir un efecto negativo. Asimismo, la mayoría de nuestros activos no está asegurada contra guerra o sabotaje. En consecuencia, un acto de sabotaje o un incidente operativo que cause una interrupción de nuestras actividades comerciales podría tener un efecto negativo substancial sobre los resultados de nuestras operaciones o nuestra situación financiera. Estamos expuestos a riesgos considerables relacionados con nuestras operaciones internacionales, especialmente en América Latina, Africa Occidental y Medio Oriente. Desarrollamos actividades en diversos países, especialmente en América Latina, Africa Occidental y Medio Oriente, que pueden ser inestables en términos políticos, económicos y sociales. Los resultados de las operaciones y la situación financiera de nuestras subsidiarias en estos países podrían verse afectados en forma negativa por la fluctuación de las economías locales, la inestabilidad política y las medidas gubernamentales relacionadas con la economía, que incluyen: Los últimos estados contables reflejan una apreciación del real del 11,8%, 8,7% y 17,2% frente al dólar en 2005, 2006 y 2007, respectivamente, y la depreciación del real del 31,9% frente al dólar en 2008. La debilidad del dólar frente a otras monedas en general también ha afectado nuestros resultados. Al 20 de mayo de 2009, el real se cotizaba a R$2,020 por dólar, representando una apreciación de aproximadamente 13,6% en 2009 a la fecha. Estamos expuestos a aumentos de las tasas de interés del mercado y, en consecuencia, ello nos hace vulnerables al incremento de los costos financieros. Al 31 de diciembre de 2008, aproximadamente el 66% (U$S17.956 millones) del total de nuestro endeudamiento consistía en deuda a tasa flotante. En razón de consideraciones de costos y análisis de mercado, no hemos cerrado contratos de derivados ni tomado otras medidas de cobertura contra el riesgo de suba de las tasas de interés. En consecuencia, si las tasas de interés del mercado (principalmente la LIBOR) suben, nuestros gastos financieros aumentarán, y ello podría producir un efecto negativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. • la imposición de controles de cambio o de precios; • la imposición de restricciones a la exportación de hidrocarburos; • las fluctuaciones de la moneda local; • la nacionalización de las reservas de gas y petróleo, tal como sucedió en los últimos años en Venezuela, Ecuador y Bolivia; • el aumento de la alícuota del impuesto a las ganancias y sobre la exportación de crudo y productos derivados del petróleo, tal como sucedió en los últimos años en Argentina, Venezuela, Ecuador y Bolivia; y • cambios institucionales y contractuales unilaterales (gubernamentales), incluyendo controles sobre las inversiones y No estamos asegurados contra la interrupción de los negocios en relación con nuestras operaciones en Brasil y la mayor parte de nuestros activos no están asegurados contra guerra o sabotaje. No contamos con cobertura contra la interrupción de nuestras operaciones en Brasil, incluyendo interrupción de los negocios causada por medidas tomadas por el personal. Si, por ejemplo, 19 restricciones sobre nuevos proyectos, tal como sucedió en los últimos años en Venezuela, Ecuador y Bolivia. compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y los vende a Petrobras con un margen sobre una base de pagos diferidos. PifCo también nos compra crudo y productos derivados del petróleo para su venta fuera de Brasil. En consecuencia, las actividades y las transacciones intersegmento y, por lo tanto, la situación financiera y los resultados de las operaciones de PifCo están afectados por las decisiones que toma Petrobras. Asimismo, PifCo vende y compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y partes relacionadas principalmente fuera de Brasil. Las operaciones comerciales se desarrollan en condiciones y a precios de mercado. La capacidad de PifCo de pagar los intereses y cancelar su deuda depende de nuestras propias operaciones. Si se materializaran uno o más de los riesgos descriptos precedentemente, es posible que perdamos parte o la totalidad de nuestras reservas en el país afectado y no alcancemos nuestros objetivos estratégicos en estos países o en nuestras operaciones internacionales en su conjunto, y ello podría producir un efecto adverso significativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. Entre los países extranjeros en los que desarrollamos actividades, Argentina es el más importante, representando al 31 de diciembre de 2008, el 44,65% del total de nuestra producción internacional de crudo y gas natural y el 31,71% de nuestras reservas probadas internacionales de crudo y gas natural. El gobierno argentino ha fijado impuestos sobre las exportaciones de crudo, gas natural y productos derivados del petróleo que han afectado negativamente el resultado de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. También desarrollamos actividades significativas en Bolivia y Venezuela, que representaban al 31 de diciembre de 2008 el 24,32% y el 6,29%, respectivamente, del total de nuestra producción internacional en barriles de petróleo equivalente. Bolivia representaba el 31,02% de nuestras reservas probadas internacionales de crudo y gas natural al 31 de diciembre de 2008. El 25 de enero de 2009, Bolivia adoptó una nueva constitución que prohíbe la propiedad privada de los recursos de petróleo y gas del país. A la luz de la nueva constitución, es posible que debamos imputar a pérdida algunas o todas nuestras reservas probadas en Bolivia hacia fines del 2009. Para más información relativa a nuestras operaciones fuera de Brasil, véase el Item 4. "Información sobre la Compañía ‐ Internacional". El financiamiento de las operaciones de PifCo es aportado por Petrobras y por terceros a los cuales suministramos respaldo crediticio. Este respaldo de las obligaciones de deuda de PifCo se realiza mediante garantías y acuerdos de compra standby en virtud de los cuales acordamos recomprar a los tenedores de obligaciones de PifCo su derecho a recibir el pago de PifCo en caso de que PifCo no cumpla con el pago. Nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones así como el respaldo financiero que brindamos a PifCo afectan directamente los resultados de las operaciones de PifCo y su capacidad de pago de intereses de la deuda. Véase “Riesgos relacionados con Nuestras Operaciones” en relación con una descripción más detallada de determinados riesgos que podrían producir un efecto negativo substancial sobre los resultados de nuestras operaciones o sobre nuestra situación financiera y que, por consiguiente, podrían afectar la capacidad de PifCo para afrontar sus obligaciones de deuda. PifCo depende de su capacidad para transferir sus costos financieros a Petrobras. Riesgos Relacionados con PifCo La actividad principal de PifCo es comprar crudo y productos derivados del petróleo para venderlos a Petrobras, tal como se ha descripto precedentemente. PifCo regularmente incurre en endeudamiento en relación con estas compras y/o con la obtención de financiamiento por parte de Petrobras o terceros. Todas esas deudas cuentan con el beneficio de una garantía, una obligación de compra standby u otro respaldo de Petrobras. Las operaciones de PifCo y su capacidad de pago de intereses de la deuda dependen de Petrobras. La situación financiera y los resultados de las operaciones de PifCo resultan directamente afectados por nuestras decisiones. PifCo es una subsidiaria totalmente controlada por Petrobras y ha sido constituida en las Islas Caimán como empresa exenta y de responsabilidad limitada. PifCo 20 Históricamente, PifCo nos ha transferido sus costos financieros vendiéndonos crudo y productos derivados del petróleo con un margen para compensar sus costos financieros. Si por algún motivo no pudiésemos continuar con esta práctica, ello tendría un efecto negativo substancial en la actividad comercial de PifCo y en su capacidad de cumplir con sus obligaciones de deuda a largo plazo. Es posible que no podamos obtener financiamiento para algunas de las inversiones proyectadas y esta situación podría tener un efecto negativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. El gobierno brasileño ejerce el control sobre nuestro presupuesto y establece los límites de nuestras inversiones y deudas a largo plazo. En carácter de entidad controlada por el Estado, debemos presentar para aprobación el proyecto de presupuesto anual al Ministerio de Planeamiento, Presupuesto y Gestión, al Ministerio de Minas y Energía y al Congreso brasileño. Si el presupuesto aprobado reduce las inversiones propuestas y la obtención de nueva deuda y si no podemos obtener financiamiento que no requiera la aprobación del gobierno brasileño, es posible que no podamos realizar todas las inversiones previstas, incluidas las que hemos acordado realizar para ampliar y desarrollar nuestros yacimientos de petróleo y gas natural. En caso de no poder efectuar tales inversiones, nuestros resultados operativos y nuestra situación financiera podrían verse afectados en forma negativa. Riesgos Relacionados con la Relación entre Petrobras y el Gobierno Brasileño Es posible que el gobierno brasileño, en calidad de accionista controlante, disponga que intentemos alcanzar determinados objetivos macroeconómicos y sociales que podrían tener un impacto negativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. El gobierno brasileño, en calidad de accionista controlante, ha intentado alcanzar, y podría intentar alcanzar en el futuro, algunos de sus objetivos macroeconómicos y sociales a través de nuestras actividades. En virtud de la ley brasileña, el gobierno brasileño debe ser titular de la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto y, mientras así sea, el gobierno brasileño tendrá la facultad de designar a la mayoría de los miembros del Consejo de Administración y, a través de ellos, a la mayoría de los ejecutivos responsables de nuestra gestión diaria. En consecuencia, es posible que realicemos actividades que prioricen los objetivos del gobierno brasileño en detrimento de nuestros propios objetivos económicos y comerciales. Riesgos Relacionados con Brasil Históricamente el gobierno brasileño ha tenido, y continúa teniendo, gran influencia sobre la economía brasileña. Las condiciones políticas y económicas de Brasil tienen un impacto directo en nuestros negocios y podrían tener un impacto negativo substancial sobre los resultados de nuestras operaciones y sobre nuestra situación financiera. En particular, continuamos cooperando con el gobierno brasileño para garantizar que el suministro y los precios del crudo y de los productos derivados del petróleo en Brasil satisfagan las necesidades de consumo brasileñas. En consecuencia, es posible que realicemos inversiones, incurramos en gastos y participemos de ventas en condiciones tales que podrían producir un efecto negativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. Con anterioridad a enero de 2002, los precios del crudo y los derivados del petróleo eran regulados por el gobierno brasileño, ocasionalmente fijados por debajo de los precios vigentes en los mercados de petróleo internacionales. No podemos garantizar que futuros gobiernos de Brasil no implementen nuevamente controles de precios. Las políticas económicas del gobierno brasileño podrían tener efectos importantes sobre las empresas brasileñas, incluida Petrobras, y sobre las condiciones del mercado y los precios de los títulos brasileños. El resultado de nuestras operaciones y nuestra situación financiera podrían verse afectados de forma negativa por los siguientes factores y por la respuesta del gobierno brasileño a ellos: 21 • devaluaciones y otras variaciones del tipo de cambio; • inflación; • políticas de control de cambio; • inestabilidad social; • inestabilidad de precios; • tasas de interés; • liquidez del capital brasileño y de los mercados de crédito; • política impositiva; • política regulatoria para la industria del petróleo y el gas, incluyendo política de fijación de precios; y • otros acontecimientos políticos, diplomáticos, sociales y económicos en Brasil o que afecten a Brasil. Además, el reciente descubrimiento de una cantidad significativa de reservas de petróleo y gas natural en la capa geológica anterior al estrato de sal de las Cuencas Campos y Santos ha llevado a analizar posibles cambios en la Ley de Petróleo vigente. El gobierno brasileño ha creado un comité inter‐ministerial para considerar cambios significativos en las reglamentaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción en áreas ubicadas en la capa geológica anterior al estrato de sal no sujetas a las concesiones vigentes. El comité aún no ha efectuado una recomendación formal al gobierno brasileño y no podemos prever los efectos sobre Petrobras de los cambios en la Ley de Petróleo, ni cuándo las nuevas regulaciones entrarán en vigencia. Véase el Item 4. “Información sobre la Compañía—Regulación de la Industria del Petróleo y el Gas en Brasil. Análisis sobre Posibles Cambios a la Ley de Petróleo.” La incertidumbre respecto de si el gobierno brasileño implementará estos u otros cambios en las políticas o reglamentaciones que podrían afectar a los factores antes mencionados o a otros factores en el futuro, puede generar incertidumbre económica en Brasil e incrementar la volatilidad de los mercados de títulos brasileños y de los títulos emitidos en el exterior por empresas brasileñas. Estos cambios en las políticas y reglamentaciones podrían tener un impacto negativo significativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. Es posible que resultemos afectados específicamente por determinadas iniciativas de aumento de impuestos sobre nuestras actividades de exploración y explotación. En junio de 2003, el Estado de Rio de Janeiro sancionó una nueva ley que impuso el pago de un Impuesto Estadual Interno (ICMS) sobre las actividades de exploración y explotación, incluyendo la importación de equipos de exploración de petróleo y gas. El estado de Rio de Janeiro nunca aplicó esta ley y la constitucionalidad de la misma está siendo cuestionada ante la Suprema Corte brasileña (Supremo Tribunal Federal ‐ STF). Si el gobierno estadual intenta aplicar esta ley y los tribunales aprueban dicha aplicación, calculamos que el monto que podríamos estar obligados a pagar en concepto de ICMS al Estado de Rio de Janeiro podría aumentar aproximadamente R$10.700 millones (U$S6.200 millones) por año. Además, se han propuesto recientemente varias iniciativas ante el Congreso de Brasil para reformar la legislación impositiva de Brasil y existe el riesgo de que en virtud de las reformas propuestas se aumenten los impuestos sobre nuestras actividades de exploración y explotación. Debido a la incertidumbre en relación con estas iniciativas, no podemos cuantificar cuál será nuestra carga impositiva si se aprueban las nuevas leyes o reformas. La inflación y las medidas del gobierno para contenerla podrían contribuir significativamente a aumentar la incertidumbre económica en Brasil y la volatilidad de los mercados de títulos brasileños y, en consecuencia, podrían afectar en forma negativa el valor de mercado de nuestros títulos y nuestra situación financiera. Nuestro principal mercado es Brasil, el cual, en el pasado, ha experimentado periódicamente tasas de inflación sumamente altas. La inflación, conjuntamente con las medidas gubernamentales para combatirla y con la especulación pública sobre las medidas futuras a ser tomadas, ha tenido efectos negativos significativos en la economía brasileña. Históricamente, las tasas de inflación anuales de Brasil han sido altas antes de 1995 y Brasil ha experimentado hiperinflación en el pasado. Las tasas de inflación anuales de Brasil, medidas por 22 el Indice Nacional de Precios al Consumidor (Indice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo ‐ IPCA), fueron de 3,14% en 2006, 4,46% en 2007 y 5,90% en 2008. Teniendo en cuenta las altas tasas de inflación históricas, Brasil podría experimentar niveles más altos de inflación en el futuro. Los bajos niveles de inflación que se registran desde 1995 podrían no continuar registrándose. Medidas gubernamentales futuras, incluidas las medidas para ajustar el valor del real, podrían disparar un aumento de la inflación, y ello podría afectar de forma negativa nuestra situación financiera. Riesgos Relacionados con Nuestras Acciones y Títulos de Deuda La dimensión, volatilidad, liquidez y/o regulación de los mercados de valores brasileños podrían limitar la capacidad de los tenedores de ADSs de vender las acciones ordinarias o preferidas subyacentes a nuestras ADSs. Las acciones de Petrobras se encuentran entre las más líquidas de la Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa) pero, en general, los mercados de valores brasileños son más pequeños, más volátiles y menos líquidos que los principales mercados de valores de los E.E.U.U. y otras jurisdicciones, y pueden no estar regulados de la forma en que están acostumbrados los inversores de los E.E.U.U. Los factores que pueden afectar en forma específica los mercados de valores brasileños pueden limitar la capacidad de los tenedores de vender, en el momento y al precio deseado, las acciones ordinarias o preferidas subyacentes a nuestras ADSs. Es posible que los acontecimientos y la percepción de riesgo en otros países, especialmente en los Estados Unidos y en los países de mercados emergentes, afecten en forma negativa el precio de mercado de los títulos brasileños, incluyendo nuestras acciones y ADSs, y limiten nuestra capacidad para financiar nuestras operaciones. El valor de mercado de los títulos de las compañías brasileñas se encuentra afectado de diferentes maneras por las condiciones económicas y de mercado de otros países, incluyendo los Estados Unidos y otros países latinoamericanos y de mercados emergentes. Si bien las condiciones económicas de estos países pueden diferir significativamente de las condiciones económicas existentes en Brasil, las reacciones de los inversores a los acontecimientos en estos países podrían tener un efecto negativo sobre el valor de los títulos de emisores brasileños. Las crisis en otros países o las políticas económicas de otros países podrían disminuir el interés de los inversores en los títulos de emisores brasileños. Ello podría afectar de manera negativa el precio de mercado de nuestras acciones y ADSs, y limitar nuestra capacidad para financiar nuestras operaciones. Es posible que el mercado para las obligaciones de PifCo no sea líquido. Algunas de las obligaciones de PifCo no cotizan en ningún mercado de valores ni a través de ningún sistema electrónico de cotización. No podemos dar ninguna garantía sobre la liquidez de las obligaciones de PifCo ni sobre la existencia de mercados en que se negocien. No podemos garantizar que los tenedores de obligaciones de PifCo puedan venderlas en el futuro. Si no se desarrolla un mercado para las obligaciones de PifCo, es posible que sus tenedores no puedan venderlas durante un período prolongado, si es que alguna vez pueden hacerlo. Es posible que los tenedores de ADSs no puedan ejercer los derechos de suscripción preferente respecto de las acciones ordinarias y preferidas subyacentes a las ADSs. La reciente crisis financiera mundial ha tenido consecuencias significativas en todo el mundo, incluyendo Brasil, como por ejemplo la volatilidad en el mercado accionario y de crédito, falta de disponibilidad de crédito, mayores tasas de interés, una contracción general de la economía mundial, volatilidad del tipo de cambio y presión inflacionaria, entre otras consecuencias, que afectan y podrían continuar afectando negativamente, en forma directa o indirecta, los resultados de nuestras operaciones, nuestra situación financiera y el precio de los títulos emitidos por compañías brasileñas. Es posible que los tenedores de ADSs radicados en los Estados Unidos no puedan ejercer los derechos de suscripción preferente relacionados con las acciones ordinarias y las acciones preferidas subyacentes a las ADSs a menos que se encuentre vigente una declaración de registro en virtud de la Ley de Títulos‐Valores de los Estados Unidos en relación con tales derechos o se encuentre disponible una exención de los requisitos de registro 23 de la Ley de Títulos‐Valores. No estamos obligados a presentar una declaración de registro respecto de las acciones ordinarias y preferidas en relación con tales derechos de suscripción preferente y, por lo tanto, es posible que no presentemos dicha declaración de registro. Si no se presenta una declaración de registro y no existe una exención de registro, JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de depositario, intentará vender los derechos de suscripción preferente y los tenedores de ADSs tendrán derecho a recibir el producido de la venta. Sin embargo, los derechos de suscripción preferente caducarán si el depositario no puede venderlos. En relación con una descripción más completa de los derechos de suscripción preferente en relación con las acciones ordinarias o preferidas, véase el Item 10. “Información Adicional ‐ Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras ‐ Derechos de Suscripción Preferente”. ADSs, a los que no se les pagó. El depositario no invertirá los reales y no será responsable de los intereses. Si se establecieran restricciones de este tipo, las mismas afectarían o impedirían también la conversión de reales a dólares de los pagos en virtud de garantías y acuerdos de compra standby celebrados en respaldo de las obligaciones de PifCo y el envío de dólares estadounidenses al exterior. En caso de que los tenedores de obligaciones de PifCo reciban pagos en reales correspondientes al monto en dólares equivalente adeudado en virtud de las obligaciones de PifCo, no será posible convertir estos montos a dólares. Si se establecieran estas restricciones, las mismas podrían también impedirnos poner fondos a disposición de PifCo en dólares en el exterior, en cuyo caso es posible que PifCo no cuente con fondos en dólares disponibles suficientes para pagar sus obligaciones de deuda. Las restricciones al envío de capitales al exterior impuestas en el Brasil podrían afectar la capacidad de los tenedores de ADSs de cobrar dividendos y distribuciones, y el producido de cualquier venta de acciones ordinarias o preferidas subyacentes a las ADSs, como así también la capacidad para cumplir con las obligaciones de deuda, incluyendo las garantías y los acuerdos de compra standby que hemos celebrado en respaldo de las obligaciones de PifCo. Además, el pago de dividendos y otras distribuciones a los accionistas y los pagos en virtud de las garantías y acuerdos de compra standby de Petrobras en relación con las obligaciones de PifCo no requieren la aprobación por parte del Banco Central de Brasil ni el registro en el mismo. No obstante ello, es posible que el Banco Central de Brasil imponga requisitos de aprobación previa cuando se envíen dólares al exterior, lo que podría causar demoras en dichos pagos. El gobierno brasileño podría establecer restricciones temporarias a la conversión de moneda brasileña en moneda extranjera y a la remesa a inversores extranjeros del producido de sus inversiones en Brasil. La legislación brasileña permite que el gobierno establezca estas restricciones toda vez que se produzca un grave desequilibrio en la balanza de pagos de Brasil o existan razones para prever un desequilibrio de ese tipo. Si el tenedor canjea los ADSs de Petrobras por acciones ordinarias o preferidas, corre el riesgo de perder la capacidad de remitir moneda extranjera al exterior y perder el derecho a las ventajas impositivas de Brasil. El custodio brasileño de nuestras acciones ordinarias o preferidas subyacentes a nuestras ADSs debe obtener un certificado de registro del Banco Central de Brasil para tener derecho a remitir dólares estadounidenses al exterior, en pago de dividendos y otras distribuciones relacionadas con dichas acciones o con la venta de las acciones ordinarias o preferidas. Si el tenedor decide canjear sus ADSs por las acciones ordinarias o preferidas subyacentes, el certificado de registro del custodio tendrá vigencia durante cinco días hábiles en Brasil contados a partir del día del canje. Una vez transcurrido ese plazo, es posible que el tenedor no pueda obtener dólares y remitirlos al exterior por la venta de sus acciones ordinarias o preferidas, o las El gobierno brasileño impuso restricciones a las remesas durante aproximadamente seis meses en 1990 y podría decidir tomar medidas similares en el futuro. Si se establecieran restricciones de este tipo, las mismas afectarían o impedirían la conversión de reales a dólares de los dividendos, las distribuciones o el producido de la venta de acciones ordinarias o preferidas, y la remesa al exterior de los dólares. En ese caso, el depositario de las ADSs mantendrá en su poder los reales que no pueda convertir a cuenta de los tenedores de las 24 distribuciones relacionadas con las acciones ordinarias o preferidas, a menos que obtenga su propio certificado de registro, o se registre conforme a la Resolución Nº 2.689 del 26 de enero de 2000 del Conselho Monetário Nacional (Consejo Monetario Nacional), que permite que los inversores extranjeros registrados compren y vendan acciones en la Bolsa de Valores de São Paulo. Además, si el tenedor no obtiene un certificado de registro o no se registra conforme a la Resolución Nº 2.689, es posible que esté sujeto a un tratamiento impositivo menos favorable respecto a las ganancias sobre las acciones ordinarias o preferidas. sociedades brasileñas no cuentan con legitimación para iniciar una acción de clase (class action). Petrobras es una sociedad controlada por el Estado, constituida conforme a las leyes brasileñas y todos sus consejeros y ejecutivos residen en Brasil. Prácticamente todos sus activos y los de sus consejeros y ejecutivos se encuentran en Brasil. Por consiguiente, es posible que los inversores no puedan notificar actos procesales a Petrobras o a sus consejeros y ejecutivos en los Estados Unidos o en otra jurisdicción fuera de Brasil, o exigir el cumplimiento de sentencias dictadas en contra de Petrobras o en contra de sus ejecutivos o consejeros en los Estados Unidos u otras jurisdicciones fuera de Brasil. Debido a que el cumplimiento de las sentencias dictadas por los tribunales civiles de los Estados Unidos basadas en las leyes federales de títulos de los Estados Unidos sólo puede exigirse en Brasil si se cumplen determinados requisitos, es posible que los tenedores de ADSs enfrenten más dificultades al proteger sus intereses en procesos contra Petrobras o contra sus ejecutivos o consejeros, que las que enfrentarían accionistas de una compañía constituida en un estado u otra jurisdicción de los Estados Unidos. Si intentara obtener su propio certificado de registro, el tenedor podría incurrir en gastos o sufrir retrasos en el proceso de solicitud, lo que podría demorar la recepción de dividendos o distribuciones relacionados con las acciones ordinarias o preferidas o el retorno de su capital a su debido tiempo. El certificado de registro del custodio o cualquier registro de capital extranjero que obtenga el tenedor, podría verse afectado por modificaciones futuras en la legislación o la normativa, y no podemos garantizar que no se establezcan en el futuro otras restricciones que afecten a los tenedores, a la venta de las acciones ordinarias o preferidas subyacentes o a la repatriación del producido de la venta. Los tenedores de nuestras ADSs podrían enfrentar dificultades en el ejercicio de los derechos a voto y las acciones preferidas y las ADSs que representan acciones preferidas en general no otorgan al tenedor de ADSs derecho a voto. Los tenedores de ADSs podrían enfrentar dificultades al proteger sus intereses. Nuestros asuntos corporativos están regidos por nuestros Estatutos y por la Ley de Sociedades de Brasil que difieren de los principios jurídicos que nos regirían si nuestra empresa estuviera constituida en una jurisdicción de los Estados Unidos o en otra jurisdicción fuera de Brasil. Además, los derechos de los tenedores de ADSs, que derivan de los derechos de los tenedores de nuestras acciones ordinarias o preferidas, según corresponda, a proteger sus intereses contra medidas tomadas por nuestro Consejo de Administración son diferentes en virtud de la Ley de Sociedades de Brasil respecto de otras leyes de otras jurisdicciones. Además, la normativa contra la utilización de información privilegiada y el usufructo en provecho propio y la preservación de los intereses de los accionistas pueden ser más difusas y menos rígidamente aplicadas en Brasil que en los Estados Unidos. Además, los accionistas de El tenedor de ADSs podría enfrentar dificultades al ejercer algunos de sus derechos en calidad de accionista si es tenedor de nuestras ADSs y no de las acciones subyacentes. Por ejemplo, en caso de que no proporcionemos al depositario el material para votar en forma puntual, es posible que el tenedor no pueda votar impartiendo instrucciones al depositario de cómo votar en su representación. Además, una parte de nuestras ADSs representa acciones preferidas. Conforme a la legislación brasileña y a nuestros Estatutos, los tenedores de acciones preferidas, en general, no tienen derecho a voto en las asambleas. Esto significa, entre otras cosas, que los tenedores de ADSs que representan acciones preferidas no tienen derecho a voto cuando se trata de transacciones o decisiones importantes de la Compañía. Véase el 25 Item 10. “Información Adicional ‐ Acta Constitutiva y Estatutos ‐ Derecho a Voto” en relación con una descripción más detallada sobre el derecho a voto limitado de nuestras acciones preferidas. garantía y el acuerdo de compra standby por nuestra parte fue una operación fraudulenta, es posible que los tenedores de obligaciones de PifCo no puedan iniciar una demanda en contra nuestra. Exigir el cumplimiento de nuestras obligaciones en virtud del acuerdo de compra standby podría llevar más de lo previsto. La obligación de PifCo de realizar pagos en relación con las obligaciones de PifCo está respaldada por nuestra obligación en virtud de la garantía o el acuerdo de compra standby. Nuestro asesor externo en los Estados Unidos nos ha notificado que la garantía y el acuerdo de compra standby son válidos y oponibles en virtud de las leyes del Estado de Nueva York y los Estados Unidos. Además, nuestro asesor legal general nos ha informado que las leyes brasileñas no impiden que la garantía y el acuerdo de compra standby sean válidos, vinculantes y oponibles contra Petrobras de acuerdo con sus términos. Si se aplicaran a la garantía y al acuerdo de compra standby las leyes federales de los EE.UU. relativas a operaciones fraudulentas, o leyes similares y, al momento del otorgamiento de la garantía o el acuerdo de compra standby, nosotros: Hemos celebrado un acuerdo de compra standby para respaldar las obligaciones de PifCo derivadas de sus obligaciones y contratos de fideicomiso. Nuestra obligación de comprar a los tenedores de obligaciones de PifCo los montos impagos de capital, intereses y cualquier otro monto adeudado en virtud de las obligaciones y contratos de fideicomiso de PifCo está sujeta a ciertas limitaciones, independientemente de si estos montos se adeudan al vencimiento de las obligaciones de PifCo o no. Nuestro asesor nos informó que la ejecución contra Petrobras del acuerdo de compra standby en Brasil, si fuera necesario, requerirá un proceso judicial que, a pesar de ser similar, tiene algunas diferencias procesales con los aplicables para ejecutar una garantía y, en consecuencia, la ejecución del acuerdo de compra standby podría llevar más tiempo que la ejecución de una garantía. Es posible que se exija a Petrobras efectuar exclusivamente en reales el pago dispuesto en virtud de decisiones judiciales de los tribunales brasileños que exijan el cumplimiento de nuestras obligaciones en virtud de la garantía y del acuerdo de compra standby relacionado con las obligaciones de PifCo. Si se entablara en Brasil un juicio para exigir el cumplimiento de nuestras obligaciones en virtud de la garantía o del acuerdo de compra standby relacionado con las obligaciones de PifCo, se nos exigiría cancelar nuestras obligaciones sólo en reales. De acuerdo con las normas de control de cambio brasileñas, la obligación de pagar una suma de dinero en una moneda que no sea el real, a pagarse en Brasil en virtud de la decisión de un tribunal brasileño, puede cancelarse en reales al tipo de cambio determinado por el Banco Central del Brasil, vigente el día del pago. éramos o fuéramos insolventes o declarados insolventes en razón de haber otorgado dicha garantía o acuerdo de compra standby; • estábamos o estuviéramos involucrados en negocios o transacciones para los cuales los activos que permanecen en nuestro poder constituyeran un capital excesivamente pequeño; o • teníamos la intención de incurrir o incurrimos, o consideráramos o consideramos que incurriríamos, en deudas que superarían nuestra capacidad de pago al momento de su vencimiento; y • en cada caso, teníamos la intención de recibir o recibimos un valor inferior al razonablemente equivalente o a la contraprestación justa en tal sentido, entonces, nuestras obligaciones en virtud de la garantía y del acuerdo de compra standby podrían eludirse o las demandas relacionadas con dicho Si se determina que estamos sujetos a las leyes de quiebras de los EE.UU. y que el otorgamiento de la • 26 acuerdo podrían supeditarse a las demandas de otros acreedores. Entre otras cosas, una impugnación legal de la garantía y del acuerdo de compra standby fundamentada en operaciones fraudulentas podría enfocarse en los beneficios, si los hubiera, que obtuvimos como resultado de la emisión de dichas obligaciones por parte de PifCo. Si se considerara que la garantía y el acuerdo de compra standby constituyen operaciones fraudulentas o inoponibles por cualquier otra razón, los tenedores de las obligaciones de PifCo no podrían entablar una demanda en nuestra contra en virtud de la garantía y del acuerdo de compra standby y sólo podrían entablarla contra PifCo. No podemos garantizar que, después de responder a todas las demandas previas, el capital será suficiente para satisfacer las demandas de los tenedores de obligaciones de PifCo en relación con las partes eludidas de la garantía y del acuerdo de compra standby. Item 4. Información sobre la Compañía Historia y Desarrollo acciones en circulación y del 55,7% de nuestras acciones con derecho a voto. Operamos a través de subsidiarias, joint ventures, y compañías asociadas establecidas en Brasil y en muchos otros países. Nuestra sede social se encuentra ubicada en Avenida Republica do Chile 65, 20031‐912 Rio de Janeiro, RJ, Brasil y nuestro teléfono es (55‐21) 3224‐4477. Petróleo Brasileiro S.A. ‐ PETROBRAS ‐ se constituyó en 1953 con el fin de desarrollar las actividades relacionadas con hidrocarburos del gobierno brasileño. Iniciamos nuestras operaciones en 1954 y durante aproximadamente cuarenta años llevamos a cabo actividades relativas a la producción y refinación de petróleo crudo y gas natural en Brasil en representación del gobierno. Descripción General del Grupo Somos una empresa integrada de petróleo y gas, la más grande de Brasil y una de las más grandes de América Latina en términos de ingresos. Debido al legado recibido como único ex proveedor de crudo y productos derivados del petróleo de Brasil y nuestro continuo compromiso con el desarrollo y el crecimiento, operamos la mayoría de los yacimientos de petróleo y gas de Brasil y tenemos una amplia base de reservas probadas y una infraestructura operativa totalmente desarrollada. En 2008, nuestra producción promedio diaria interna de hidrocarburos era de 2.176 mboe/d, representando aproximadamente el 98,5% de la producción total de Brasil. Más del 84% de nuestras reservas probadas se encuentran en yacimientos grandes, contiguos y altamente productivos en la Cuenca Campos en mar abierto, lo que nos permite concentrar nuestra infraestructura operativa y limitar los costos de exploración, desarrollo y producción. Durante 40 años de dedicación al desarrollo de cuencas en mar abierto en Brasil hemos desarrollado especial experiencia en exploración y producción en aguas profundas, aplicada tanto en Brasil como en otras áreas petroleras en mar abierto. En la década del 90, como consecuencia de una serie de medidas legislativas, el estado brasileño renunció al monopolio sobre las actividades de petróleo y gas. El 9 de noviembre de 1995, en virtud de una reforma constitucional, el gobierno brasileño fue autorizado a contratar compañías públicas y privadas para llevar a cabo actividades relacionadas con los segmentos upstream y downstream del sector del petróleo y gas brasileño. El 6 de agosto de 1997, Brasil promulgó la Ley de Petróleo (Ley N° 9.478) que estableció la competencia en los mercados brasileños de crudo, productos derivados del petróleo y gas natural. Con vigencia a partir del 2 de enero de 2002, Brasil desreguló los precios del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural. Véase “Regulación de la Industria del Petróleo y el Gas en Brasil ‐ Regulación de Precios.” La Compañía negocia sus acciones ordinarias y preferidas en la Bolsa de São Paulo desde 1968. Petrobras se constituyó como una compañía controlada por el estado de conformidad con la Ley N° 2.004 (vigente el 3 de octubre de 1953), y el paquete mayoritario de nuestro capital accionario con derecho a voto debe ser propiedad del gobierno federal de Brasil, un estado o una municipalidad. Al 31 de diciembre de 2008, el gobierno brasileño era titular del 32,2% de nuestras Operamos básicamente toda la capacidad de refinación de Brasil. La mayoría de nuestras refinerías se encuentra ubicada en el sudeste de 27 Brasil, en los mercados más poblados e industrializados del país y contiguos a la Cuenca Campos de donde proviene la mayoría de nuestro crudo. Nuestra capacidad de refinación interna de 1.942 mbbl/d está bien equilibrada con nuestra producción interna de crudo de 1.787 mbbl/d y con la venta de productos derivados del petróleo a los mercados internos de 1.748 mbbl/d. Participamos también en la producción de productos petroquímicos y fertilizantes. Somos distribuidores de productos derivados del petróleo a mayoristas a través de nuestra propia red minorista “BR”. Nuestras actividades comprenden cinco segmentos de negocio: Participamos en la mayoría de los segmentos del mercado de gas natural brasileño. Este mercado se ha visto limitado por el nivel de producción interna de gas y nuestra infraestructura de transporte y distribución. Prevemos un crecimiento de nuestras actividades relacionadas con el gas natural cuando ampliemos nuestra producción de gas asociado y no asociado, principalmente proveniente de yacimientos en mar abierto en las Cuencas Campos, Espírito Santo y Santos, y ampliemos la infraestructura de transporte de gas de Brasil. Utilizamos las terminales de GNL para satisfacer la demanda y diversificar nuestra oferta. Participamos también en el mercado de energía local principalmente a través de nuestras inversiones en centrales termoeléctricas de generación a gas. A nivel internacional, operamos en 23 países. En América Latina, nuestras operaciones abarcan desde exploración y producción hasta refinación, comercialización, servicios minoristas y gasoductos. En América del Norte, producimos petróleo y gas y contamos con operaciones de refinación en los Estados Unidos. En Africa, producimos petróleo en Angola y Nigeria, y en Asia tenemos operaciones de refinación en Japón. En otros países llevamos a cabo exclusivamente actividades de exploración de petróleo y gas. • Exploración y Producción: exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas en Brasil; • Suministro: actividades de downstream en Brasil, incluyendo, refinación, exportaciones e importaciones de productos derivados del petróleo y de crudo, productos petroquímicos y fertilizantes en Brasil; • Distribución: distribución de productos derivados del petróleo a mayoristas y a través de nuestra red minorista “BR” en Brasil; • Gas y Energía: transporte y distribución de gas, generación eléctrica mediante la utilización de gas natural y fuentes de energía renovables y operaciones relacionadas con biocombustibles en Brasil; e • Internacional: exploración y producción, suministro (actividades de downstream, incluyendo, refinación, productos petroquímicos y fertilizantes), distribución y operaciones relacionadas con el gas natural y la energía fuera de Brasil. 28 El siguiente cuadro describe información clave correspondiente a cada segmento de negocio en 2008: 2008 Exploración y Producción Ingresos operativos netos ............................... Resultados antes de participaciones minoritarias e impuesto a las ganancias......................... Total activo al 31 de diciembre ........................ Inversiones ...................... Suministro Distribución Gas y Energía Internacional Corporativo(1) (millones de U$S) 8.802 10.940 59.024 96.202 30.892 31.657 (2.956) 1.245 (504) 51.326 14.293 27.521 7.234 4.775 309 14.993 4.256 Eliminaciones − (605) (87.603) (1.986) 13.439 2.908 Total del Grupo 118.257 141 17.583 874 (3.942) − 26.992 125.695 29.874 (1) El segmento Corporativo incluye las actividades de financiación de la Compañía no atribuidas a otros segmentos, incluyendo la administración financiera corporativa, gastos generales administrativos centrales y gastos actuariales relacionados con los planes de pensión y salud de la Compañía para participantes inactivos. El siguiente cuadro describe nuestra producción de petróleo crudo y gas natural por área geográfica en 2008, 2007 y 2006: 2008 Petróleo (mbbl/d) Brasil: Mar abierto: Cuenca Campos .............. Otros............................... Total mar abierto............ En tierra ............................ Total Brasil(1) ........................ Internacional: Argentina ........................ Bolivia ............................. Colombia......................... Ecuador........................... Perú ................................ Venezuela ....................... Estados Unidos ............... Angola............................. Nigeria ............................ Total Internacional ................ Total producción consolidada ........................... Filiales y Afiliadas no consolidadas: (2) Venezuela ....................... Producción Mundial ............. 2007 Gas Natural (mmcf/d) Total (mboe/d) Petróleo (mbbl/d) Gas Natural (mmcf/d) 2006 1.546,8 86,5 1.633,3 221,3 1.854,6 824,9 499,5 1.324,4 603,1 1.927,5 1.684,3 169,7 1.854,0 321,8 2.175,8 1.475,3 87,8 1.563,1 229,0 1.792,1 750,0 281,8 1.031,8 605,0 1.636,8 51,8 8,4 15,3 11,4 14,1 0,0 1,9 2,6 5,3 110,8 289,9 276,4 0,8 0,0 11,9 0,0 15,7 0,0 0,0 594,7 100,0 54,5 15,5 11,4 16,1 0,0 4,5 2,6 5,3 209,9 54,4 9,3 16,6 10,4 13,3 0,0 4,7 3,6 0,0 112,3 285,7 307,3 0,1 0,0 10,9 0,0 40,8 0,0 0,0 644,8 1.965,4 2.522,2 2.385,7 1.904,4 2.281,6 12,8 1.978,2 7,8 2.530,0 14,1 2.399,8 13,9 1.918,3 11,5 2.293,1 Petróleo (mbbl/d) Total (mboe/d) 1.600,3 134,8 1.735,1 329,8 2.064,9 Gas Natural (mmcf/d) Total (mboe/d) 1.468,3 759,1 77,4 256,5 1.545,7 1.015,6 232,0 644,0 1.777,7 1.659,6 62,1 8,9 16,8 11,9 12,7 10,5 1,4 5,3 0,0 129.6 274,9 288,9 0,2 0,0 10,9 4,3 15,9 0,0 0,0 595,1 107,9 57,0 16,9 11,9 14,6 11,2 4,0 5,3 0,0 228,8 2.285,2 1.907,3 2.254,7 2.283,1 15,9 2.300,5 12,6 1.919,9 11,5 2.266,2 14,4 2.297,5 102,0 60,5 16,6 10,4 15,1 0,0 11,5 3,6 0,0 219,7 (1) Las cifras correspondientes a la producción brasileña incluyen volúmenes de gas reinyectado, que no se encuentran incluidos en las cifras de nuestras reservas probadas. (2) Compañías en las que Petrobras es titular de una participación minoritaria. 29 1.594,9 120,1 1.715,0 339,3 2.054,3 Los siguientes cuadros describen nuestras reservas netas probadas estimadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo y gas natural por región al 31 de diciembre de 2008: Brasil: Mar Abierto: Cuenca Campos ........................................................ Otras ......................................................................... Total mar abierto ...................................................... En tierra ...................................................................... Total Brasil..................................................................... Reservas de Petróleo Crudo No Desarrolladas (millones de barriles) 3.066,5 107,1 3.173,6 196,2 3.369,8 Desarrolladas 4.802,2 116,7 4.918,9 427,6 5.346,5 Internacional: Argentina .................................................................... Bolivia ......................................................................... Colombia ..................................................................... Ecuador ....................................................................... Perú............................................................................. Estados Unidos............................................................ Angola ......................................................................... Nigeria......................................................................... Total Internacional ........................................................ Grupo ............................................................................ Filiales y afiliadas no consolidadas (1): Venezuela ................................................................... Total 7.868,7 223,8 8.092,5 623,8 8.716,3 90,3 28,7 18,3 5,7 46,0 5,9 1,2 14,8 210,9 27,5 7,4 10,3 0,6 54,1 9,6 0,0 68,8 178,3 117,8 36,1 28,6 6,3 100,1 15,5 1,2 83,6 389,2 5.557,4 27,6 3.548,1 21,6 9.105,5 49,2 (1) Compañías en las que Petrobras es titular de una participación minoritaria. Brasil: Mar Abierto: Cuenca Campos ....................................................... Otras ........................................................................ Total mar abierto ..................................................... En tierra ..................................................................... Total Brasil.................................................................... Reservas de Gas Natural No Desarrolladas (miles de millones de pies cúbicos) 2.005,9 1.680,5 3.686,4 589,7 4.276,1 Desarrolladas Internacional: Argentina ................................................................... Bolivia ........................................................................ Colombia .................................................................... Ecuador ...................................................................... Nigeria........................................................................ Perú............................................................................ Estados Unidos........................................................... Total Internacional ....................................................... Grupo ........................................................................... Filiales y afiliadas no consolidadas (1): Venezuela .................................................................. 2.610,3 1.168,2 3.778,5 1.291,4 5.069,9 Total 4.616,2 2.848,7 7.464,9 1.881,1 9.346,0 555,4 1.040,8 0,6 1,4 25,6 63,2 67,9 1.754,9 481,8 448,8 0,5 0,3 1,3 47,5 58,3 1.038,5 1.037,1 1.489,6 1,1 1,8 26,9 110,7 126,2 2.793,4 6.824,8 47,3 5.314,6 28,4 12.139,4 75,7 (1) Compañías en las que Petrobras es titular de una participación minoritaria. Calculamos las reservas en base a pronósticos de producción en yacimientos, que dependen de una serie de parámetros técnicos, tales como interpretación sísmica, mapas geológicos, pruebas de pozos y datos económicos. Todas las estimaciones de reservas implican un cierto grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos geológicos y de ingeniería confiables disponibles al momento de la estimación e interpretación de los 30 datos. En consecuencia, nuestras estimaciones se realizan utilizando los datos más confiables al momento de la estimación, de conformidad con las mejores prácticas de la industria del petróleo y del gas. DeGolyer and MacNaughton (D&M) ha revisado y certificado el 94% de nuestras estimaciones de reservas probadas internas de petróleo crudo, condensado y gas natural al 31 de diciembre de 2008. Las estimaciones para la obtención de la certificación se realizaron de acuerdo con la Norma 4‐10 de la Reglamentación S‐X de la SEC. Véase “Información Complementaria relativa a las Actividades de Producción de Petróleo y Gas” a partir de la página F‐138 en relación con una descripción de nuestras reservas probadas. Las declaraciones contenidas en este Item 4 en relación con los proyectos de exploración y desarrollo y las estimaciones de producción constituyen declaraciones sobre hechos futuros y están sujetas a riesgos significativos e incertidumbre. A pesar de que consideramos que las expectativas reflejadas en las declaraciones sobre hechos futuros son razonables, no podemos garantizar que nuestros niveles reales de actividad, producción o rendimiento cumplirán estas expectativas. Véase el Item 3. “Información Clave ‐ Factores de Riesgo.” Las actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Brasil constituyen el principal componente de la cartera de negocios de nuestra compañía. En 1970, nuestra producción de crudo, condensado y líquidos de gas natural en Brasil ascendió a 164 mbbl/d. Incrementamos la producción a 181 mbbl/d en 1980, 654 mbbl/d en 1990, 1.271 mbbl/d en 2000 y 1.855 mbbl/d en 2008. En 1974 realizamos nuestro primer descubrimiento en la Cuenca Campos, mar adentro en Brasil, la cual actualmente representa más del 84% de nuestras reservas probadas. Nuestro objetivo es crecer en reservas y producción de petróleo y gas en forma sustentable y ser reconocidos por la excelencia en las operaciones de Exploración y Producción. Nuestros principales objetivos son: explorar y desarrollar dos de las otras mar adentro más cuencas prometedoras de Brasil: Espírito Santo (crudo liviano, crudo pesado y gas) y Santos (gas y crudo liviano); • desarrollar recursos de gas en la Cuenca Santos y en otras áreas con el fin de satisfacer la creciente demanda brasileña de gas y aumentar la producción interna de gas para cubrir dicha demanda; • explorar y desarrollar las secciones anteriores al estrato de sal potencialmente importantes que se encuentran debajo de las Cuencas Espírito Santo, Campos y Santos; y • mantener y aumentar la producción de los yacimientos en tierra a través de actividades de perforación y operaciones de mejora del nivel de recuperación de crudo. En las áreas nuevas, generalmente se comienza con actividades de investigación geológica y de sísmica, seguidas de perforaciones exploratorias. Cuando los resultados son exitosos, continuamos con pruebas de pozos de alcance extendido, perforaciones de desarrollo y producción piloto, que generalmente implican la realización de importantes inversiones. Generalmente lleva varios años lograr que el éxito de las actividades de exploración se vea reflejado en mayores reservas y producción. Exploración y Producción • • Durante 2008, nuestra producción de petróleo y gas en Brasil alcanzó un promedio de 2.176 mboe/d, de los cuales el 85% correspondió a petróleo y el 15% a gas natural. Al 31 de diciembre de 2008, nuestras reservas netas probadas estimadas de petróleo y gas en Brasil ascendían a aproximadamente 10.300 mmboe, de los cuales el 85% correspondía a petróleo y el 15% a gas natural. Brasil aportó el 91% de nuestra producción mundial en 2008 y representó el 92% de nuestras reservas mundiales al 31 de diciembre de 2008 sobre una base de barriles de petróleo equivalente. Históricamente, aproximadamente el 85% de nuestra producción total en Brasil ha sido de petróleo; en el futuro, proyectamos aumentar explorar y desarrollar recursos petroleros en aguas cada vez más profundas en la Cuenca Campos; 31 nuestra participación de gas natural a fin de satisfacer la creciente demanda. Los costos de exploración, desarrollo y producción en mar abierto son generalmente más elevados que los costos en tierra, pero hemos podido compensar estos mayores costos con mayores porcentajes de éxito en perforación y mayores descubrimientos y volúmenes de producción. Históricamente, hemos sido exitosos en el descubrimiento y desarrollo de importantes reservorios de petróleo en mar abierto, lo que nos ha permitido lograr economías de escala distribuyendo los costos totales de exploración, desarrollo y producción sobre una base amplia. Al concentrarnos en oportunidades cercanas a la infraestructura de producción existente, limitamos los mayores requerimientos de capital necesarios para el desarrollo de nuevos yacimientos. Los yacimientos de petróleo más ricos de Brasil se encuentran ubicados en mar abierto, la mayoría en aguas profundas. A partir de 1971, año en el que iniciamos las actividades de exploración en la Cuenca Campos, hemos desarrollado actividades en dichas aguas, siendo reconocidos internacionalmente como innovadores en la tecnología requerida para explorar y producir hidrocarburos en aguas profundas y ultraprofundas. Según PFC Energy, consultora de energía, Petrobras opera la mayor producción (en términos de barriles de petróleo equivalente) de yacimientos en aguas profundas y ultraprofundas. En 2008, la producción mar adentro representó el 88% de nuestra producción y la producción en aguas profundas representó el 76% de nuestra producción en Brasil. Al 31 de diciembre de 2008, operábamos 155 pozos en profundidades de más de 1.000 metros (3.281 pies). Al 31 de diciembre de 2008, habíamos perforado alrededor de 322 pozos exploratorios en profundidades de más de 1.000 metros (3.281 pies). Continuamos perfeccionando nuestra tecnología en aguas profundas. Véase el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras ‐ Investigación y Desarrollo.” Además, hemos implementado una variedad de programas de racionalización de activos con el objeto de incrementar la recuperación de petróleo de yacimientos existentes y reducir la declinación natural de los yacimientos productivos. Nuestras actividades de exploración y producción fuera de Brasil se incluyen en nuestro segmento de negocios Internacional. Véase “Internacional.” Estadísticas Clave de las Actividades de Exploración y Producción Exploración y Producción: Ingresos operativos netos .................................................................... Resultado antes de participaciones minoritarias e impuesto a las ganancias.............................................................................................. Total activo al 31 de diciembre ........................................................... Inversiones ........................................................................................... 32 2008 59.024 31.657 51.326 14.293 2007 (millones de U$S) 41.991 21.599 53.175 9.448 2006 35.738 18.441 38.366 7.329 En el siguiente cuadro se presenta información resumida sobre nuestros principales yacimientos productivos de petróleo y gas en Brasil. Cuenca Alagoas Camamu Campos Yacimientos Pilar/Rio Remedio Manati Albacora Albacora Leste Barracuda Bicudo Bijupirá/Salema Bonito Carapeba Caratinga Cherne Corvina Enchova Espadarte Jubarte Marimba Marlim Marlim Leste % de Petrobras 100% 35% 100% 90% 100% 100% 22,4%(2) 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Espírito Santo Marlim Sul Namorado Pampo Pargo Roncador Vermelho Voador Fazenda Alegre Peroá Golfinho 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Potiguar Canto do Amaro/Alto da Pedra/Cajazeira Estreito/Rio Panon Jandaia Miranga Merluza Carmopolis Sirirízinho Leste do Urucu Rio Urucu 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Recôncavo Santos Sergipe Solimões Tipo En tierra Poco profundo Poco profundo Profundo Profundo Profundo Poco profundo Profundo Poco profundo Poco profundo Profundo Poco profundo Poco profundo Poco profundo Profundo Profundo Profundo Profundo Profundo Ultra profundo Profundo Poco profundo Poco profundo Poco profundo Ultra profundo Poco profundo Profundo En tierra Poco profundo Profundo Ultra profundo En tierra En tierra En tierra En tierra Poco profundo En tierra En tierra En tierra En tierra Fluido(1) Crudo Liviano/Gas Natural Gas Natural Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Pesado Crudo Intermedio Crudo Pesado Crudo Intermedio Crudo Pesado Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Pesado Crudo Pesado Crudo Pesado Crudo Liviano Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Intermedio /Gas Natural Crudo Pesado/Gas Natural Crudo Liviano Crudo Liviano/Gas Natural Gas Natural Crudo Intermedio Crudo Intermedio Crudo Liviano/Gas Natural Crudo Liviano/Gas Natural (1) Crudo Pesado = hasta 22° API; Crudo Intermedio = 22° API a 31° API; Crudo Liviano = más de 31° API (2) Petrobras no es el operador de este yacimiento. licitación en 1998, de conformidad con la Ley de Petróleo. Estas concesiones se denominan “Ronda Cero”. Desde entonces hemos participado en todas las rondas de licitación y en la 9a ronda realizada en diciembre de 2008 adquirimos 27 de los 54 bloques En Brasil realizamos actividades de exploración, desarrollo y producción conforme a contratos de concesión que obtenemos a través de la participación en rondas de licitación llevadas a cabo por la ANP. Algunas de las concesiones existentes fueron adjudicadas por la ANP sin 33 ofrecidos por un total de 10.476 km2 (2,6 millones de acres). cuencas principales en mar abierto en el sudeste de Brasil: Campos, Espírito Santo y Santos. Nuestras actividades relativas a la exploración y producción de petróleo y gas en Brasil se encuentran básicamente concentradas en tres El siguiente mapa indica las áreas de concesión de la Compañía en Brasil a diciembre de 2008. Cuenca Campos de petróleo en aguas profundas y ultra profundas. La Cuenca Campos es la mayor región productora de petróleo y gas de Petrobras con una producción promedio de 1.547 mbbl/d de petróleo y 23,7 millones de metros cúbicos diarios (894,3 mmcf/d) de gas natural asociado durante 2008, lo que representa el 77% de nuestra producción total en Brasil. La Cuenca Campos, que abarca una superficie de aproximadamente 115.000 km2 (28,4 millones de acres), es la cuenca más prolífica de petróleo y gas de Brasil en términos de reservas probadas de hidrocarburos y producción anual. Desde que comenzamos las actividades de exploración en esta área en 1971, se han descubierto más de 60 acumulaciones de hidrocarburos, incluidos ocho grandes yacimientos 34 Al 31 de diciembre de 2008, nuestra producción alcanzaba un promedio de 1.593 mbbl/d de petróleo en 39 yacimientos, con reservas probadas de crudo que representaban el 90% de nuestras reservas probadas totales de petróleo en Brasil. Al 31 de diciembre de 2008, las reservas probadas de gas natural en la Cuenca Campos representaron el 49% de nuestras reservas probadas totales de gas natural en Brasil. Operamos 34 sistemas flotantes de producción, 14 plataformas fijas y 5.697 km (3.540 millas) de oleoductos y tuberías flexibles a profundidades de 80 a 1.886 metros (262 a 6.188 pies), con una producción de petróleo de un promedio de 23,1° API y un contenido promedio de agua y sedimento (BWS) del 1%. Al 31 de diciembre de 2008, éramos titulares de derechos de exploración en 35 bloques, 18 en tierra y 17 en mar abierto, cubriendo un área de 9.359,88 km2 (2,3 millones de acres). Estamos desarrollando dos proyectos en aguas profundas para aumentar la producción de gas natural en la Cuenca Espirito Santo: el proyecto Camarupim, en el que se utiliza la unidad FPSO Cidade de São Mateus con una capacidad de producción de 10 millones de metros cúbicos por día y el proyecto Canapu, en el que se utiliza la unidad FPSO Cidade de Vitória con una capacidad de producción de 2 millones de metros cúbicos por día. Se estima que ambos proyectos comenzarán a operar en el segundo trimestre de 2009. Además de desarrollar nuevos proyectos, Petrobras está optimizando los recursos existentes en el yacimiento Golfinho mediante el traslado de la FPSO Capixaba al yacimiento de Parque das Baleias en la Cuenca Campos antes de que se inicien los trabajos de exploración en la sección anterior al estrato de sal en ese lugar. Reconectaremos el pozo en el que previamente se utilizó la FPSO Capixaba a otra FPSO en el yacimiento Golfinho. Estimamos que la futura producción de nuevas fuentes en la Cuenca Campos provendrá de yacimientos de petróleo en aguas profundas. En la actualidad estamos desarrollando 12 importantes proyectos en la Cuenca Campos: Marlim Sul Módulos 2 y 3, Marlim Leste Módulo 2, Roncador Módulos 3 y 4, Jubarte Fase II, Cachalote Fase I, secciones anteriores al estrato de sal de Parque das Baleias, Papa‐Terra, Frade, Ostra y Baleia Azul. Cuenca Santos Al 31 de diciembre de 2008, éramos titulares de derechos de exploración en 22 bloques en la Cuenca Campos, en un área de 6.679,71 km2 (1,6 millones de acres). La Cuenca Santos, que cubre un área de aproximadamente 348.900 km2 (86 millones de acres) fuera de la ciudad de Santos, en el estado de São Paulo, representa una de las áreas de exploración en mar abierto más prometedoras de Brasil y el foco de nuestros planes para desarrollar gas natural local. Al 31 de diciembre de 2008, nuestra producción de petróleo alcanzó un promedio de 1,8 mbbl/d en un yacimiento, con reservas probadas de petróleo crudo que representaban el 0,5% de nuestras reservas probadas totales de petróleo en Brasil. Al 31 de diciembre de 2008, nuestra producción de gas natural alcanzó un promedio de 0,721 millones de metros cúbicos por día (25,46 mmcf/d) y nuestras reservas probadas de gas natural en la Cuenca Santos representaban el 17% de nuestras reservas probadas totales de gas natural en Brasil. En enero de 2006, aprobamos un Plan Maestro para el Desarrollo de Gas Natural y Producción de Petróleo en la Cuenca Santos por un monto de U$S18.000 millones, por un plazo de 10 años, el cual incrementará substancialmente Cuenca Espírito Santo Hemos realizado varios descubrimientos de petróleo liviano y gas natural en la Cuenca Espírito Santo que abarca una superficie de aproximadamente 75.000 km2 (18,5 millones de acres) en mar abierto y 14.000 km2 (3,5 millones de acres) en tierra. Al 31 de diciembre de 2008 nuestra producción alcanzó un promedio de 69,2 mbbl/d en 41 yacimientos, con reservas probadas de petróleo crudo que representaban el 1% de nuestras reservas probadas totales de petróleo en Brasil. Al 31 de diciembre de 2008, nuestra producción de gas natural alcanzó un promedio de 7,2 millones de metros cúbicos por día (273 mmcf/d), con reservas probadas de gas natural que representaban el 7% de nuestras reservas probadas totales de gas natural en Brasil. 35 Sección anterior al estrato de sal nuestra producción de gas con el fin de satisfacer la creciente demanda interna de gas. Posteriormente, establecimos un segundo plan, denominado Plangas, con el fin de acelerar la producción de gas y construir infraestructura de soporte en las Cuencas Santos y Espírito Santo. Como parte de este plan, estamos desarrollando los yacimientos de aguas profundas Mexilhão y Urugua‐Tambau descriptos a continuación. Estimamos que estos planes de inversión aumentarán nuestra producción de gas en la Cuenca Santos de 0,66 millones de metros cúbicos por día (23,3 mmcf/d) en 2008 a 11,4 millones de metros cúbicos por día (402,5 mmcf/d) en 2010. Durante los últimos años, nuestras actividades de exploración en mar abierto estuvieron concentradas en las secciones anteriores al estrato de sal ubicadas en un área de una longitud de aproximadamente 800 km (497 millas) y un ancho de 200 km (124 millas) que se extiende desde la Cuenca Campos hasta la Cuenca Santos. En esta área de 114.000 km2 (28,2 millones de acres) hemos perforado 30 pozos desde 2005, en el 87% de los cuales se produjeron descubrimientos de recursos hidrocarburíferos. Somos operadores en la mayoría de estas áreas de exploración y somos titulares de participaciones que oscilan entre el 20% y el 100%. En el sur de la región, donde la capa de sal es gruesa y los hidrocarburos han estado mejor conservados, hemos realizado descubrimientos particularmente prometedores, incluyendo el Bloque BM‐S‐11 (Tupi e Iara) en la Cuenca Santos en 2006 y 2008. En el norte de esta región, hemos realizado un importante descubrimiento en el área denominada Parque das Baleias, en la Cuenca Campos en 2008. Los planes de desarrollo de gas correspondientes a la Cuenca Santos incluyen: • Mexilhão, ubicado en aguas poco profundas en el Bloque BS‐400 de la Cuenca Santos, el cual se estima comenzará a operar en 2010 con una producción inicial de aproximadamente 6,5 millones de metros cúbicos por día (229,5 mmcf/d), aumentando potencialmente a 8,0 millones de metros cúbicos por día (282,5 mmcf/d) en 2012; • Urugua‐Tambau, cuya producción promedio inicial se estima en 3,5 millones de metros cúbicos por día (123,6 mmcf/d) en 2010, aumentando potencialmente a 7,0 millones de metros cúbicos por día (247,2 mmcf/d) de gas y 30 mil bbl/d de petróleo liviano en 2012; y • Lagosta, el cual se estima comenzará a operar en 2009, con una producción inicial de aproximadamente 1,4 millones de metros cúbicos por día (49,4 mmcf/d), aumentando potencialmente a 1,8 millones de metros cúbicos por día (63,6 mmcf/d). Nuestro objetivo es asignar una importante cantidad de recursos para el desarrollo de estos descubrimientos en la sección anterior al estrato de sal, que se encuentran ubicados en aguas profundas y ultra profundas en profundidades objetivo que oscilan entre 5.000 y 7.000 metros (16.404 y 22.966 pies) y presentan importantes desafíos técnicos. Durante los próximos cinco años, planeamos invertir U$S28.900 millones, aproximadamente el 31% del total de nuestras inversiones locales correspondientes a exploración y producción en el período, en el desarrollo de las secciones anteriores al estrato de sal. vigentes cubren Las concesiones aproximadamente el 23% (26.000 km2 o 6,4 millones de acres) de las secciones anteriores al estrato de sal. La concesión de un 2% adicional (3.000 km2 o 0,7 millones de acres) se encuentra en manos de otras compañías petroleras para la realización de actividades de exploración. El 75% restante (85.000 km2 o 21 millones de acres) de las secciones anteriores al estrato de sal aún no ha sido adjudicado y el otorgamiento de nuevas concesiones de las secciones anteriores al estrato de sal se encuentra a la espera del resultado del análisis de las reglamentaciones aplicables a ser realizado por el gobierno brasileño. Véase “Reglamentación de la Industria del Petróleo y el Al 31 de diciembre de 2008, éramos titulares de derechos de exploración en 62 bloques en la Cuenca Santos, cubriendo una superficie de 36.259,54 km2 (9,0 millones de acres). 36 Gas en Brasil – Análisis de Posibles Modificaciones a la Ley de Petróleo.” básicamente provendrá de las secciones anteriores al estrato de sal. En la sección anterior al estrato de sal de la Cuenca Santos se produjeron los primeros descubrimientos de petróleo durante una prueba de pozo de alcance extendido en Tupi que comenzó en mayo de 2009. Luego de esta prueba se instalará un sistema FPSO piloto con una capacidad de 100 mil bbl/d, el cual se estima comenzará a operar en Tupi hacia fines de 2010. Si bien hemos realizado descubrimientos prometedores en la región, aún nos encontramos en las etapas iniciales de exploración y no prevemos clasificar como probada ninguna reserva de la sección anterior al estrato de sal antes de 2010. Además de la prueba de pozo de alcance extendido, perforaremos una serie de pozos de evaluación, con el fin de comprender y delinear de mejor manera las secciones anteriores al estrato de sal en la Cuenca Santos. Proyectamos también poner en marcha dos sistemas piloto en Iara y Guará durante 2013‐2014. Estimamos que la futura producción de nuevas fuentes de la Cuenca Santos En la sección anterior al estrato de sal de la Cuenca Campos hemos perforado dos pozos costa afuera del Estado de Espírito Santo y hemos realizado un importante descubrimiento de petróleo intermedio (30° API) en el área de Parque das Baleias. En septiembre de 2008, comenzamos una prueba de pozo de alcance extendido en esta área, obtuvimos a partir de un único sistema piloto una producción promedio de 10 a 12 mil bbl/d en el yacimiento Jubarte. Continuamos estudiando estos descubrimientos prometedores y estimamos acelerar la producción de estas secciones anteriores al estrato de sal en Parque das Baleias utilizando la infraestructura existente en el área. En diciembre de 2008, comenzamos otra prueba de pozo de alcance extendido con un buque itinerante en el yacimiento Cachalote. Estimamos iniciar la producción en este yacimiento y en el yacimiento Baleia Franca utilizando una FPSO existente en el segundo semestre de 2010. El siguiente mapa indica la ubicación de las secciones anteriores al estrato de sal y el estado de nuestras actividades de exploración en las mismas. 37 Otras Cuencas principalmente de campos maduros, proyectamos mantener y aumentar levemente la producción en estos campos en el futuro utilizando métodos de recuperación mejorada. Producimos hidrocarburos y somos titulares de derechos de exploración en otras ocho cuencas en Brasil. Las más importantes son la Cuenca Camamu, en mar abierto y de aguas poco profundas, y las Cuencas Potiguar, Reconcavo, Rio Grande do Norte, Sergipe, Alagoas y Solimões, en tierra. Si bien nuestra producción en tierra proviene Al 31 de diciembre de 2008, contábamos con un total de 312 contratos de producción y éramos titulares del 100% de 285 de dichos contratos. Somos operadores en 15 de nuestros 27 acuerdos de asociación. 38 El siguiente cuadro describe nuestros principales proyectos de desarrollo en las distintas cuencas y la capacidad de producción de las mismas: Canapu .................................... Tipo de Unidad de Unidad Producción SS P‐51 FPSO Cidade de Niteroi FPSO BW Cidade de São Vicente n/a n/a Camarupim ............................. FPSO Lagosta .................................... n/a Frade(4) .................................. Ostra(5) ................................... FPSO FPSO Yacimiento Marlim Sul–Módulo 2.............. Marlim Leste–Módulo 2 .......... Tupi EWT ................................. Capacidad Nominal de Petróleo Crudo (bbl/d) 180.000 100.000 Capacidad Nominal de Gas Natural (mcf/d) 211.884 123.599 Profundidad (metros) 1.255 1.400 Inicio (año) Notas 2009(1) 2009(2) Contratada a Modec 30.000 0 2.170 0 70.628 1.440 2009 25.000 353.140 720 2009 0 52.971 131 2009 100.000 100.000 81.222 49.440 900 1.600 2009 2009 0 529.710 172 2010 35.000 353.140 1.300 2010 Contratada a Modec PIPA 2–Baleia Azul................... Frade Espírito Santo Platafor PMXL‐1 ma Fija FPSO Cidade de Santos FPSO Itinerante Producción por FPSO Cidade de Vitória Contratada a Prosafe Producción por PMLZ‐1 30.000 0 1.400 2010 Piloto ‐ Tupi FPSO Contratada a Petroserv Contratada a Modec Cachalote y Baleia Franca Mexilhão ................................. Urugua–Tambau...................... Cidade de São Mateus n/a 2009(3) Contratada a BW Offshore 100.000 123.603 2.200 2010 FPSO Cidade de Angra dos Reis Capixaba 100.000 123.599 n/a 2010 Marlim Sul–Módulo 3.............. Jubarte–Fase II ........................ Baleia Azul ............................... SS FPSO FPSO P‐56 P‐57 Espadarte 100.000 180.000 100.000 211.884 70.628 88.285 n/a 1.300 1.400 2011 2011 2012 Roncador–Módulo 3................ Roncador–Módulo 4................ Papa‐Terra–Módulo 1 ............. Papa‐Terra–Módulo 2 ............. Piloto de Guara........................ Secciones anteriores al estrato de sal de Parque das Baleias ... SS FPSO TLWP FPSO FPSO FPSO P‐55 P‐62 P‐61 P‐63 n/a P‐58 180.000 180.000 0 150.000 100.000 180.000 211.884 211.884 0 31.783 176.570 211.884 1.790 1.545 1.180 1.165 n/a 1.400 2012 2013 2013 2013 2013 2014 FPSO existente, contratada a SBM FPSO existente, contratada a SBM Producción por P‐63 (1) (2) (3) (4) (5) La producción comenzó en enero de 2009. La producción comenzó en febrero de 2009. La producción comenzó en mayo de 2009. Petrobras 30%, Chevron (operador) 51,74%, Frade Japão 18,26%. Petrobras 35%, Shell (operador) 35%, Esso 30%. exploración con 29 compañías nacionales y extranjeras. Llevamos a cabo actividades de exploración en virtud de 70 de dichos 109 convenios. Exploración Al 31 de diciembre de 2008, contábamos con 186 contratos de exploración que abarcaban 256 bloques y 35 planes de evaluación. Somos responsables exclusivos de llevar a cabo las actividades de exploración en 77 de los 186 contratos de exploración. Al 31 de diciembre de 2008, habíamos celebrado 109 convenios de La mayoría de nuestras actividades de exploración se concentra en perforaciones en aguas profundas, donde los descubrimientos son substancialmente mayores y nuestra tecnología y 39 experiencia otorgan una ventaja competitiva. En 2008, hemos invertido un total de U$S2.470 millones en actividades de exploración en Brasil. Hemos perforado un total de 135 pozos exploratorios brutos en 2008, 47 de los cuales estaban ubicados en mar abierto y 88 en tierra, con un porcentaje de éxito del 44%. unidades que contratamos por períodos de cinco años o más, históricamente hemos garantizado la disponibilidad de unidades de perforación para cubrir nuestras necesidades, y hemos pagado tarifas diarias promedio más bajas que las que hubiéramos pagado de haber contratado las unidades sobre la base de entrega inmediata. Continuamente evaluamos nuestros requerimientos de equipos de perforación, renovamos nuestros contratos de perforación, contratamos con anticipación equipos según las necesidades y promovemos la construcción de nuevos equipos mediante la firma de contratos de arrendamiento a largo plazo con contratistas de perforación en relación con equipos de perforación que aún no han sido construidos. Dado que las áreas en mar abierto en Brasil se encuentran geográficamente aisladas de otras áreas de perforación en mar abierto y dado que a menudo perforamos en aguas inusualmente profundas, planeamos cuidadosamente nuestras necesidades futuras de equipos de perforación. Al utilizar una combinación de equipos propios y de Unidades de Perforación en Uso por Exploración y Producción 31 de diciembre de 2008 En tierra...................................................................... Mar abierto, por profundidad ................................... Equipos autoelevables................................................ Equipos flotantes: 500 a 1000 metros de profundidad........................ 1000 a 1500 metros de profundidad........................ 1500 a 2000 metros de profundidad........................ 2000 a 2500 metros de profundidad........................ 2500 a 3000 metros de profundidad........................ Arrendadas 25 31 2 9 10 7 2 1 Arrendadas 11 8 4 2 1 1 0 0 Hemos celebrado contratos por un plazo de cinco a siete años a partir de 2009 y 2010 en relación con 15 nuevos equipos de perforación. Dos de las unidades operarán a profundidades de menos de 1.000 metros (6.560 pies), tres unidades operarán a profundidades de hasta 2.000 metros (6.560 pies), nueve unidades operarán en profundidades de 2.400 metros (7.830 pies), y una unidad perforará a una profundidad de 3.000 metros (9.840 pies). La totalidad de las unidades nuevas serán contratadas. 14 27 1 6 10 7 2 1 2006 Propias 13 8 4 2 1 1 0 0 Arrendadas 6 24 1 4 10 7 1 1 Propias 13 9 5 2 1 1 0 0 mayor número de competidores, como así también incrementando el control sobre los proveedores. Reservas Al 31 de diciembre de 2008, nuestras reservas estimadas de petróleo crudo y gas natural en Brasil totalizaron 10.300 mmboe, incluyendo 8.700 millones de barriles de crudo y líquidos de gas natural y 247,6 miles de millones de metros cúbicos (9,3 billones de pies cúbicos) de gas natural. Al 31 de diciembre de 2008, nuestras reservas internas probadas desarrolladas de crudo representaban el 61% del total de nuestras reservas internas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo. Nuestras reservas internas probadas desarrolladas de gas natural representaban el 54% del total de nuestras reservas internas probadas desarrolladas y no desarrolladas de gas natural. Las reservas internas probadas totales de petróleo crudo disminuyeron un promedio del 1% anual durante los últimos cinco años. Las reservas probadas de gas natural se incrementaron un promedio del 3% anual durante el mismo período. Los recientes descubrimientos en En 2008, los mayores precios del petróleo provocaron la inflación en los costos de la industria y una menor disponibilidad de equipos de producción de petróleo y gas. Hemos adoptado una serie de medidas con el fin de minimizar los costos y riesgos mediante la simplificación y estandarización de nuestros equipos en los casos en que fuera posible. Incrementaremos el uso de equipos estándar en lugar de desarrollar nuestros propios equipos. También tenemos el objetivo de minimizar costos dividiendo los paquetes de compras de ingeniería y de construcción en partes más pequeñas y comprando o contratando equipos a un 2007 Propias 40 las secciones anteriores al estrato de sal se encuentran en evaluación y no están incluidos en nuestras reservas probadas. convierte en la octava compañía refinadora más grande del mundo entre las compañías que cotizan en bolsa. Actualmente estamos negociando con la ANP la posible ampliación de las concesiones de producción de las que somos titulares en nuestros principales yacimientos productivos. En 2007 y en 2008, recibimos una respuesta positiva de la ANP en relación con la ampliación de la concesión correspondiente a los yacimientos Albacora, Leste, Barracuda, Marlim Leste, Marlim Sul, Roncador, Marlim, Espadarte, Albacora, Jubarte, Cachalote, Baleia Franca, Candeias, Canto do Armaro, Ubarana y Siririzinho, lo cual originó un incremento de nuestras reservas probadas en dichos yacimientos. Estamos negociando con la ANP reformas similares en relación con otras concesiones de producción. Operamos una amplia y compleja infraestructura de tuberías y terminales y una flota de buques para el transporte de petróleo crudo y productos derivados del petróleo a los mercados local e internacional. La mayoría de nuestras refinerías están ubicadas cerca de nuestros oleoductos, plantas de almacenamiento, conductos de productos refinados y las principales plantas petroquímicas, facilitando así el acceso al suministro de crudo y a los usuarios finales. También importamos y exportamos petróleo crudo y productos derivados del petróleo. Importamos determinados productos derivados del petróleo, particularmente diesel, en relación con el cual la demanda brasileña excede la capacidad de refinación. Estimamos que la necesidad de importar disminuirá en el futuro cuando construyamos capacidad de refinación adicional y optimicemos nuestras refinerías con el fin de facilitar el procesamiento de crudos producidos localmente. Exportamos nuestro crudo pesado excedente y estimamos que aumentarán las exportaciones cuando nuestra producción aumente más rápidamente que la demanda de crudo de Brasil. Véase “Descripción General del Grupo” e “Información Complementaria relacionada con las Actividades de Producción de Petróleo y Gas” en nuestros estados contables consolidados auditados en relación con mayor información sobre nuestras reservas probadas. Suministro (Downstream – Brasil) Somos una compañía integrada con una participación dominante en nuestro mercado interno. Al 31 de diciembre de 2008, operábamos el 98,4% del total de la capacidad de refinación y abastecíamos prácticamente toda la demanda de productos refinados por parte de mayoristas, exportadores y compañías petroquímicas además de las necesidades de nuestro segmento de Distribución. Operamos y somos propietarios de once refinerías en Brasil, con una capacidad neta total de destilación de 1.942 mbbl/d, lo que nos Estadísticas Clave de Suministro Suministro: Ingresos operativos netos ......................................................... Resultados antes de participación minoritaria e impuesto a las ganancias................................................................................... Total activo al 31 de diciembre ................................................ Inversiones ................................................................................ Nuestro segmento de Suministro también incluye operaciones relacionadas con productos petroquímicos y fertilizantes que agregan valor a los hidrocarburos que producimos y constituyen un aporte positivo a la creciente economía brasileña. 2008 2007 (millones de U$S) 2006 96.202 (2.956) 69.549 4.171 57.959 3.850 27.521 7.234 31.218 4.488 20.820 1.936 Refinación Nuestra capacidad de refinación en Brasil al 31 de diciembre de 2008 era de 1.942 mbbl/d y nuestra producción promedio durante 2008 fue de 1.765 mbbl/d. 41 El siguiente cuadro describe la capacidad instalada de nuestras refinerías brasileñas al 31 de diciembre de 2008, y la producción diaria promedio de nuestras refinerías en Brasil y los volúmenes de producción de los principales productos derivados del petróleo en 2008, 2007 y 2006. Denominación (Denominación Alternativa)(1) Ubicación Fortaleza (CE) Capuava (SP) Rio de Janeiro (RJ) Canoas (RS) Betim (MG) Manaus (AM) Araucária (PR) Paulinia (SP) São Jose dos Campos (SP) RLAM (Landulpho Alves) ....................... Mataripe (BA) RPBC (Presidente Bernardes) ................ Cubatão (SP) Total ................................................. LUBNOR................................................. RECAP (Capuava) ................................... REDUC (Duque de Caxias)...................... REFAP (Alberto Pasqualini).................... REGAP (Gabriel Passos) ......................... REMAN (Isaac Sabbá) ............................ REPAR (Presidente Getúlio Vargas) ....... REPLAN (Paulínia).................................. REVAP (Henrique Lage) ......................... Capacidad de Destilación de Crudo al 31 de diciembre de 2008 (mbbl/d) 7 53 242 189 151 46 189 365 251 279 170 1.942 Producción Promedio 2008 6 45 256 142 143 39 183 324 205 254 168 1.765 2007 (mbbl/d) 6 42 243 148 132 41 169 348 236 261 153 1.779 2006 7 40 254 114 136 36 183 341 211 261 163 1.746 (1) Somos titulares de una participación del 100% en cada una de estas refinerías, con excepción de REFAP, en la que somos titulares de una participación del 70%. El petróleo crudo que producimos actualmente en Brasil es pesado o intermedio, si bien nuestras refinerías fueron originalmente diseñadas para procesar crudo importado liviano. Importamos volúmenes de crudo liviano para equilibrar los tipos de crudo de nuestras refinerías y realizaremos inversiones en nuestro sistema de refinación a fin de maximizar nuestra capacidad de procesar crudo pesado local. Estas inversiones nos proporcionarán la flexibilidad necesaria para ajustar nuestro mix entre crudos pesados y livianos, con el fin de capitalizar los precios de mercado y adecuar la producción de nuestras refinerías a la demanda de productos. aumentar el valor del crudo brasileño incrementando nuestra capacidad de refinar mayores cantidades de crudo pesado producido en Brasil; • incrementar la producción de los productos derivados del petróleo que el mercado brasileño demanda pero que actualmente debemos importar, tales como el diesel; mejorar la calidad de la gasolina y el diesel con el fin de cumplir con las reglamentaciones ambientales más estrictas que actualmente se están implementando; y • reducir emisiones contaminantes. y corrientes Nos encontramos en las primeras etapas de construcción de una nueva refinería con una capacidad de 230 mil bbl/d en Abreu e Lima en el noreste de Brasil en asociación con PDVSA, compañía petrolera del gobierno de Venezuela. Esta refinería está diseñada para procesar crudo de 16° API y producirá 162 mil bbl/d de diesel y GLP, nafta, combustible bunker y coque. En general, proyectamos invertir en proyectos de refinación destinados a: • • Además, proyectamos construir dos nuevas refinerías en el noreste de Brasil: Premium I y Premium II, con una capacidad de 600 mil bbl/d y 300 mil bbl/d, respectivamente. Estas refinerías han sido diseñadas para procesar crudo pesado (20° API) y maximizar la producción de diesel de bajo contenido de azufre además de GLP, nafta, kerosén de bajo contenido de azufre, combustible bunker y coque. 42 El siguiente cuadro describe las inversiones más significativas proyectadas en nuestras refinerías para el período 2009 ‐ 2013: Inversiones Proyectadas 2009‐2013 Calidad (diesel y gasolina) ...................................................................... Unidades de coquización.......................................................................... Expansión y adaptación metalúrgica ........................................................ Total ......................................................................................................... (millones de U$S) 13.196 4.602 590 18.388 Principales Proyectos de Refinería Además de los nuevos proyectos mencionados anteriormente, nuestro Plan de Negocios 2009‐2013 incluye inversiones en varias refinerías clave, principalmente en unidades de hidrotratamiento para reducir el contenido de azufre de forma tal que los productos cumplan con los estándares internacionales y en unidades de coquización con capacidad para convertir petróleo crudo en productos más livianos. Estas inversiones nos permitirán comenzar a ofrecer diesel en áreas metropolitanas con un contenido máximo de azufre de 50 partes por millón, nivel significativamente inferior a los niveles actuales en 2009. De un total de U$S18.400 millones en inversiones proyectadas en refinación para el período 2009 ‐ 2013, U$S13.200 millones se utilizarán para mejorar la calidad del diesel y de la gasolina y U$S4.600 millones para unidades de coquización retardada para convertir fuel oil en fracciones livianas. Las principales inversiones proyectadas son las siguientes: Refinería (Denominación Alternativa) Objetivo RECAP (Capuava) ...................................................................................... Mejorar la calidad del diesel y la gasolina REDUC (Duque de Caxias) ......................................................................... Aumentar el procesamiento de crudo pesado, mejorar la calidad del diesel y la gasolina REFAP (Alberto Pasqualini) ....................................................................... Mejorar la calidad del diesel y la gasolina REGAP (Gabriel Passos) ............................................................................ Mejorar la calidad del diesel y la gasolina REMAN (Isaac Sabbá) ............................................................................... Instalar unidades de craqueo térmico suave para mejorar la calidad del diesel y la gasolina REPAR (Presidente Getúlio Vargas) .......................................................... Ampliar la refinería, aumentar el procesamiento de crudo pesado, mejorar la calidad del diesel y la gasolina y crear una nueva unidad de propileno REPLAN (Paulínia) ..................................................................................... Ampliar la refinería, aumentar el procesamiento de crudo pesado, mejorar la calidad del diesel y la gasolina y crear una nueva unidad de propileno REVAP (Henrique Lage) ............................................................................ Aumentar el procesamiento de crudo pesado, mejorar la calidad del diesel y de la gasolina y crear una nueva unidad de propileno RLAM (Landulpho Alves) ........................................................................... Mejorar la calidad del diesel y la gasolina RPBC (Presidente Bernardes) ................................................................... Mejorar la calidad del diesel y la gasolina Importaciones y Exportaciones Utilizamos las exportaciones e importaciones de crudo y de productos derivados del petróleo para equilibrar la producción interna y la capacidad de la refinería con las necesidades del mercado y optimizar nuestros márgenes de refinación, importando crudo liviano para nuestras 43 refinerías y exportando crudo pesado que exceda nuestras necesidades. Importamos diesel debido a una producción insuficiente en nuestras refinerías de Brasil y exportamos gasolina, mayormente porque el etanol y el gas natural vehicular proporcionan una participación significativa en los combustibles livianos para el transporte vehicular en Brasil. También exportamos fuel oil y aproximadamente el 79% de nuestra producción de combustible bunker. El siguiente cuadro describe nuestras exportaciones e importaciones de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo en 2008, 2007 y 2006: Exportaciones(1) Petróleo crudo .................................................................................................. Fuel oil (incluyendo combustible bunker) ......................................................... Gasolina............................................................................................................. Otros ................................................................................................................. Total exportaciones.................................................................................... Importaciones Petróleo crudo .................................................................................................. Diesel y otros destilados.................................................................................... GLP .................................................................................................................... Nafta ................................................................................................................. Otros ................................................................................................................. Total importaciones ............................................................................. 2008 2007 (mbbl/d) 439 152 40 42 673 373 100 40 23 34 570 2006 353 160 59 43 615 335 168 44 34 581 390 83 29 17 19 538 370 56 27 20 15 488 (1) Incluye ventas realizadas por PifCo a terceros no afiliados, incluyendo ventas de petróleo crudo y productos derivados del petróleo comprados internacionalmente. Logística e Infraestructura Operamos y somos propietarios de una extensa red de oleoductos de crudo y de productos derivados de petróleo en Brasil que conectan nuestras terminales, refinerías y otros puntos de distribución primaria. Al 31 de diciembre de 2008, nuestros oleoductos para el transporte de crudo y de productos derivados del petróleo en mar abierto y en tierra tenían una longitud total de 13.830 km (8.595 millas). Somos operadores de 26 terminales de almacenamiento marítimas y otras 20 playas de tanques con una capacidad nominal total de almacenamiento de 65 millones de barriles. Nuestras terminales marítimas operan un promedio de 5.000 buques por año. y Africa exclusivamente. De acuerdo con nuestro Plan de Negocios 2009‐2013, celebraremos contratos con astilleros brasileños para construir 49 nuevos buques para el año 2015. Los nuevos buques son necesarios para mejorar nuestra flota y manejar mayores volúmenes de producción. Las mejoras incluirán el reemplazo de los buques petroleros de casco simple por buques de doble casco y el reemplazo de buques que estén por alcanzar el fin de la vida útil de 25 años. Hemos firmado contratos con tres astilleros en relación con 23 de estos buques que serán entregados entre 2010 y 2014, incluyendo: Operamos una flota de buques propios y fletados. Estos proporcionan servicios de transporte entre nuestras cuencas productoras en mar abierto en Brasil y el continente como así también transporte local e internacional a otras partes de Sudamérica, el Mar del Caribe y el Golfo de México, Europa, Africa Occidental y Medio Oriente. La flota incluye buques petroleros de doble casco que operan internacionalmente donde lo exige la ley, y buques de casco simple que operan en Sudamérica 44 • diez buques Suezmax y cinco buques Aframax a ser construidos por el astillero Atlantico Sul, en Suape, Pernambuco; • cuatro buques Panamax a ser construidos por el astillero EISA en Rio de Janeiro; y • Proyectamos seguir fletando buques adicionales según las necesidades futuras. cuatro buques petroleros a ser construidos por el astillero Mauá en Niteroi. El siguiente cuadro describe nuestra flota operativa y los buques en proceso de construcción al 31 de diciembre de 2008. Flota propia: Buques petroleros ..................................................... Buques para GLP ....................................................... Remolcadores de apoyo y manejo de ancla (AHTS) ... Unidad de Flotación, Almacenamiento y Descarga (FSO) .......................................................................... Buque inactivo............................................................ Total ........................................................................... Buques fletados: Buques petroleros ...................................................... Buques para GLP ....................................................... Total .......................................................................... En Operación Capacidad Peso Muerto en Miles Cantidad de Toneladas 45 2.666.082 6 40.146 1 1.920 1 28.903 1 54 143.929 2.880.980 111 24 135 0 2.620.450 Guanabara para transportar 2,88 millones de metros cúbicos por año de etanol para junio de 2010, con un plan de ampliación a 4 millones de metros cúbicos por año para diciembre de 2010; y • la construcción de una nueva tubería para el transporte de 12,9 millones de metros cúbicos por año de etanol desde Paulínia a São Sebastião, principalmente para exportación. Productos Petroquímicos y Fertilizantes Nuestras operaciones petroquímicas constituyen un mercado creciente para el petróleo crudo y otros hidrocarburos que producimos, aumentan nuestro valor agregado y proporcionan fuentes locales para productos que de otra manera se importarían. Nuestro objetivo es expandir nuestras operaciones petroquímicas en Brasil y en otros países de Sudamérica e integrarlas a nuestro negocio global. Hemos distribuido etanol al mercado local a través de nuestras tuberías durante 30 años. Dado que ha aumentado la demanda mundial de etanol, estamos invirtiendo para ampliar nuestra capacidad de transporte y logística en relación con el etanol, incluyendo: 0 23 11.092,76 539,09 11.631,85 Con anterioridad a la sanción de la Ley de Petróleo de 1997, teníamos el monopolio de las tuberías brasileñas de petróleo y gas natural y del transporte de productos derivados del petróleo desde y hacia Brasil. La Ley de Petróleo estableció la libre competencia en la construcción y operación de tuberías y facultó a la ANP a autorizar a otras entidades a transportar crudo, gas natural y productos derivados del petróleo. Posteriormente transferimos nuestra red de transporte y almacenamiento y flete a una subsidiaria totalmente controlada por Petrobras, Petrobras Transporte S.A.—Transpetro. Dicha transferencia fue exigida por la Ley de Petróleo y facilita a terceros el acceso a la capacidad excedente sin discriminación alguna. Tenemos acceso preferencial a la red de Transpetro en base a nuestros niveles históricos de utilización. En la práctica, esta red tiene un uso muy limitado por parte de terceros. • En Construcción Capacidad Peso Muerto en Miles Cantidad de Toneladas 23 2.620.450 0 0 0 0 0 0 Nuestras estrategias consisten en: • la conversión de la tubería existente entre Guararema y Bahía de 45 aumentar la producción local de productos petroquímicos básicos y realizar actividades de segunda generación y relacionadas con biopolímeros a través de inversiones en compañías de Brasil y en compañías extranjeras, captando sinergias dentro de todos nuestros negocios; y • S.A. y Petroquímica União, con determinados activos petroquímicos de União de Indústrias Petroquímicas S.A. (Unipar) en una nueva compañía, Quattor Participações (Quattor). Como resultado de esta asociación, Petrobras y Unipar aumentaron la producción de poliolefinas y productos petroquímicos básicos. aumentar la producción de fertilizantes con el fin de abastecer el mercado brasileño. También, en 2008, Odebrecht S.A., Nordeste Química S.A. y Braskem S.A. (Braskem) implementaron una reestructuración similar en relación con la adquisición de los activos de Ipiranga Química. En el pasado, la industria petroquímica brasileña estaba fragmentada en un gran número de pequeñas empresas, muchas de las cuales no eran competitivas a nivel internacional y en consecuencia no eran buenos clientes para nuestras materias primas petroquímicas. Durante 2008, participamos en la consolidación y reestructuración de la industria petroquímica brasileña. Nosotros y nuestros socios combinamos nuestras participaciones en determinadas compañías petroquímicas en Braskem. Como resultado de esta reestructuración, somos titulares de participaciones minoritarias en dos compañías líderes en la industria petroquímica brasileña, Quattor (40% del capital total, 40% del capital con derecho a voto) y Braskem (23,8% del capital total, 31% del capital con derecho a voto). En junio de 2008, combinamos nuestra participación en Suzano Petroquímica (Suzano), incluyendo nuestra participación en Rio Polímeros Quattor y Braskem operan en conjunto 27 plantas petroquímicas que producen productos petroquímicos básicos y plásticos y operaciones relacionadas de procesamiento de desechos y distribución. El siguiente cuadro describe la capacidad de producción primaria de Quattor y de Braskem al 31 de diciembre de 2008. Materiales Petroquímicos Capacidad Nominal (en millones de toneladas por año) Quattor Participações Etileno........................................................................................... Propileno ...................................................................................... Cumeno......................................................................................... Polietileno .................................................................................... Polipropileno................................................................................. Braskem Etileno........................................................................................... Propileno ...................................................................................... Polietileno..................................................................................... Polipropileno................................................................................. PVC................................................................................................ 46 1,02 0,32 0,31 1,01 0,88 2,48 1,13 1,82 1,04 0,52 A través de nuestra participación minoritaria en las dos nuevas compañías petroquímicas líderes de Brasil, podemos participar mejor en la planificación de las necesidades futuras de la industria. combinada de 700.000 toneladas por año. La puesta en marcha de la primera de las dos plantas está prevista para 2011. Coquepar es una joint venture entre Petroquisa (40%), Unimetal (30%) y Brazil Energy (30%). Contamos con cuatro nuevos proyectos petroquímicos en proceso de construcción o en distintas etapas de ingeniería o diseño: • • • • Nuestras plantas de fertilizantes en Bahia y Sergipe producen amoníaco y urea para el mercado brasileño. En 2008, estas plantas vendieron 231.000 toneladas métricas de amoníaco y 695.000 toneladas métricas de urea. Actualmente estamos realizando estudios de factibilidad en relación con otras dos plantas de fertilizantes: Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro—Comperj: planta petroquímica con una capacidad de 150 mil bbl/d que utilizará nuestra tecnología petroquímica FFC innovadora exclusiva para convertir crudo pesado brasileño en productos petroquímicos básicos e intermedios, resinas plásticas, aromáticos, coque, diesel y nafta. Estamos en proceso de seleccionar socios estratégicos y planificar este proyecto con el objetivo de iniciar operaciones en 2012; Companhia Petroquímica Pernambuco–PetroquímicaSuape: planta de ácido tereftálico purificado con una capacidad de producción de 700.000 toneladas por año, cuya puesta en marcha tendrá lugar en 2010. PetroquímicaSuape fue originalmente una joint venture entre Companhia Integrada Têxtil do Nordeste—Citene y Petroquisa. En agosto de 2008, Citene dio a conocer su decisión de retirarse de esta asociación y Petroquisa luego adquirió el 100% del proyecto. La construcción comenzó en 2008; • Bahia: planta de ácido nítrico con una capacidad de 120.000 toneladas por año para abastecer el Polo Petroquímico de Camaçari; y • Centro‐Sur de Brasil: planta (UFN‐3) para la producción de 1 millón de toneladas anuales de urea y 760.000 toneladas anuales de amoníaco a partir del gas natural. Distribución Nuestro segmento de Distribución vende productos derivados del petróleo producidos principalmente por nuestras operaciones de Suministro y trabaja para expandir el mercado local de estos y otros combustibles líquidos y de uso en el transporte. Nuestros principales objetivos son: crear valor satisfaciendo las crecientes necesidades de combustibles por parte de los clientes, incluyendo los hidrocarburos y biocombustibles tradicionales; y mantener y ampliar nuestra participación en el mercado proporcionando calidad, servicio y liderazgo superior en el creciente sector de biocombustibles. Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco—Citepe: planta de eslingas de poliéster con una capacidad de producción de 240.000 toneladas por año cuya puesta en marcha está prevista para 2010; y Abastecemos y operamos Petrobras Distribuidora S.A.—BR, que representa el 34,9% del total del mercado de distribución de Brasil, de acuerdo con la ANP. BR distribuye productos derivados del petróleo, etanol y biodiesel, y gas natural vehicular para clientes minoristas, comerciales e industriales. En 2008, BR vendió el equivalente a 698 mil bbl/d de productos derivados del petróleo a clientes mayoristas y minoristas, de los cuales la mayor parte correspondió al diesel (39,6%). Companhia de Coque Calcinado de Petróleo—Coquepar: dos plantas de coque calcinado de petróleo, una de ellas ubicada en Rio de Janeiro y la otra en Paraná, con una capacidad 47 Estadísticas Clave de Distribución Distribución: Ingresos operativos netos ................................................................................ Resultados antes de participación minoritaria e impuesto a las ganancias...... Total activo al 31 de diciembre ........................................................................ Inversiones ....................................................................................................... 2008 30.892 1.245 4.775 309 2007 (millones de U$S) 23.320 676 5.652 327 2006 18.681 451 3.675 351 Al 31 de diciembre de 2008, nuestra red BR incluía 5.998 estaciones de servicio o 17,1% de las estaciones de Brasil. Esta cifra no incluye las 784 estaciones en el norte, noreste y noroeste de Brasil que adquirimos a Ipiranga en 2007 y que fueron incorporadas a la red BR en abril de 2009. Véase “Suministro‐Productos Petroquímicos y Fertilizantes.” La integración de Ipiranga y sus estaciones de servicio a nuestra red fue aprobada por el Conselho Administrativo de Defesa Econômica o CADE (Autoridad Brasileña Antimonopolio) en diciembre de 2008. mil bbl/d (45,5%) del total del mercado de combustibles brasileño. De conformidad con la ley, se exige que el diesel vendido en Brasil a partir de julio de 2008 contenga un mínimo de 3% de biodiesel; este porcentaje se incrementará a 4% en julio de 2009. Actuamos como catalizador para desarrollar el nuevo mercado obteniendo y mezclando suministros de biodiesel y vendiéndoselos a distribuidores más pequeños como así también a nuestras estaciones de servicio propias. Brasil es líder mundial en el uso de etanol como combustible en vehículos livianos. En la actualidad, el 91,2% de los nuevos vehículos a gasolina vendidos en Brasil tienen capacidad para funcionar con tecnología flexfuel (bicombustible), y las estaciones de servicio ofrecen una alternativa de 100% etanol como así también una mezcla compuesta por 25% de etanol y gasolina, según lo exigido por el ente regulador. Si bien no producimos etanol, hemos respaldado el desarrollo de dicho mercado mediante la distribución y venta mayorista de etanol y alentando mejoras en la calidad del producto. En 2008, BR ocupó el primer puesto entre las estaciones de servicio de Brasil. Las estaciones de servicio BR propias y bajo franquicia representaron el 26,3% de las ventas minoristas de diesel, gasolina, etanol, gas natural para automotores y lubricantes, de acuerdo con la ANP. La mayoría de las estaciones de servicio BR opera bajo franquicias que utilizan la marca comercial BR bajo licencia y nos compran exclusivamente a nosotros; también suministramos asistencia técnica, capacitación y publicidad. Somos propietarios de 656 estaciones de servicio BR y se nos exige por ley subcontratar la operación de estas estaciones propias a terceros. Las estaciones de servicio de nuestra red también venden gas natural para automotores. La cantidad de estaciones de servicio que ofrecen este producto ha aumentado a 453 a diciembre de 2008, de 409 a diciembre de 2007 y las ventas totales de gas en 2008 alcanzaron los 566 millones de metros cúbicos (19.989 millones de pies cúbicos) El mercado minorista de combustible de Brasil es altamente competitivo y estimamos que los precios estarán sujetos a continuas presiones. Procuramos optimizar la rentabilidad y la fidelización de los clientes consolidando nuestra fuerte imagen y proporcionando una calidad y servicio superior. Consideramos que nuestra posición en términos de participación en el mercado está respaldada por una fuerte imagen de la marca BR, la remodelación de las estaciones de servicio y la incorporación de centros de lubricación y minimercados. Además distribuimos productos derivados del petróleo y biocombustibles bajo la marca BR a clientes comerciales y usuarios industriales. Nuestros clientes incluyen compañías de aviación, de transporte e industriales como así también empresas de servicios públicos y entidades gubernamentales, la totalidad de los cuales generan una demanda relativamente estable. Vendemos también productos derivados del petróleo producidos por nuestras operaciones El principal combustible utilizado en Brasil es el diesel que representa aproximadamente 766,8 48 del segmento Suministro a otros minoristas y a mayoristas. Se estima que los planes de desarrollo de nuestras operaciones de Exploración y Producción originarán un aumento substancial de la producción de gas de las Cuencas Espírito Santo y Santos fuera de la costa brasileña, incluyendo las secciones anteriores al estrato de sal. Estamos invirtiendo en infraestructura de transporte con el fin de entregar estos nuevos volúmenes a mercados en el noreste y sudeste de Brasil y mejorar la flexibilidad de nuestro sistema de distribución. El gas natural importado de Bolivia jugará un papel menor si bien importante en nuestras operaciones cuando incrementemos la producción de gas local. Estamos también optimizando nuestras operaciones comerciales mediante una serie de contratos de venta de gas natural que nos permiten equilibrar la oferta y la demanda de gas y energía eléctrica. Nuestra compañía de distribución de GLP, Liquigas Distribuidora, tenía una participación de mercado del 22,3% y se encontraba en el tercer puesto en ventas de GLP en Brasil en 2008, según la ANP. Participamos en el sector minorista en otros países latinoamericanos a través de nuestro segmento de negocio Internacional. Véase “Internacional”. Gas y Energía (Gas, Energía y Renovables—Brasil) Durante muchos años hemos desarrollado en forma simultánea las reservas, infraestructura y mercados de gas natural de Brasil. Como parte de este proceso, hemos desarrollado fuentes de gas en mar abierto en Brasil y en Bolivia, el gasoducto Bolivia‐Brasil, un sistema de transporte interno y capacidad de generación de energía eléctrica a gas. Hemos construido dos terminales de GNL en 2008 para complementar nuestro suministro interno de gas natural. Estas iniciativas contribuyeron a incrementar el suministro de gas natural de aproximadamente 11 millones de metros cúbicos por día (388,5 mmcf/d) en 1999 a 60,7 millones de metros cúbicos por día (2.143,6 mmcf/d) en 2008. El gas natural abastecía el 3,7% de las necesidades totales de energía de Brasil en 1998 en comparación con un 10,3% en la actualidad y un 14% proyectado para 2010, de acuerdo con Empresa de Pesquisa Energética, dependiente del Ministerio de Minas y Energía. Nuestros principales objetivos en relación con el segmento de gas y energía son: • agregar valor mediante la monetización de las reservas de gas natural de Petrobras; • garantizar la flexibilidad y confiabilidad de la comercialización de gas natural en los mercados termoeléctrico y no‐ termoeléctrico; • expandir nuestros negocios de GNL con el fin de satisfacer la demanda y diversificar el suministro de gas natural; y • optimizar nuestra cartera de plantas de energía termoeléctrica. Estadísticas Clave de Gas y Energía Gas y Energía: Ingresos operativos netos ................................................................................ Pérdida antes de participación minoritaria e impuesto a las ganancias........... Total activo al 31 de diciembre ........................................................................ Inversiones ....................................................................................................... 2008 8.802 (504) 14.993 4.256 2007 (millones de U$S) 4.912 (947) 15.536 3.223 2006 4.090 (414) 9.597 1.664 Gas Natural Nuestro negocio relacionado con el gas natural comprende tres actividades: transporte (construcción y operación de la red de gasoductos brasileña); participación accionaria en las compañías de distribución que venden gas natural a usuarios finales; y comercialización (compra y reventa). 49 incrementando nuestra capacidad para entregar al mercado volúmenes importados a través del gasoducto Bolivia‐Brasil; Transporte Nuestro sistema de transporte de gas natural en Brasil comprende dos sistemas principales de gasoductos: el gasoducto de 4.413 km (2.743 millas) Malha Sudeste (Sistema Sudeste) que conecta nuestros principales yacimientos productores de gas natural en mar abierto de las Cuencas Campos y Espírito Santo con los mercados crecientes de la Región Sudeste, incluyendo Rio de Janeiro y São Paulo y el gasoducto de 1.980 km (1.231 millas) Malha Nordeste (Sistema Noreste) que transporta gas desde los yacimientos de gas natural en tierra y en mar abierto de la Región Noreste a consumidores en dicha región. El Sistema Sudeste incluye la porción brasileña de 2.593 km (1.612 millas) del gasoducto Bolivia‐Brasil. Los dos principales sistemas de gasoductos estarán conectados por el Gasoducto de Interconexión Noreste Sudeste (GASENE) cuya conclusión se estima para el primer trimestre de 2010. En la Región Norte, el gasoducto Urucu‐Coari‐Manaus de 660 km (410 millas) conectará la cuenca Solimões con Manaus donde se utilizará gas natural principalmente para la generación de energía como así también para satisfacer la demanda industrial, comercial y minorista. • Gasoducto de 196 km (122 millas) que conecta Catu con Itaporanga con una capacidad máxima de transporte de 10 millones de metros cúbicos por día (353 mmcf/d) de gas natural desde el yacimiento de gas Manati y otras fuentes hasta la Región Noreste; y • Gasoducto de 22 km (14 millas) que conecta la terminal de GNL Pecém a nuestra red de distribución en la Región Noreste con una capacidad máxima de transporte de 7 millones de metros cúbicos por día (247 mmcf/d) de gas natural. Además, estamos en las etapas finales de un programa de construcción de un gasoducto que conectará la mayoría de los principales gasoductos de Brasil permitiendo el transporte de gas a través de tuberías desde el sur al noreste del país y desde la Cuenca Solimões hasta el mercado amazónico. Ello incrementará la capacidad y flexibilidad de nuestros sistemas de gas natural y nos permitirá hacer un mejor uso de los crecientes suministros de gas. Estimamos que el programa estará concluido para el primer trimestre de 2010. El programa incluye: En 2008, invertimos U$S3.300 millones para mejorar y ampliar el sistema de transporte de gas natural. Ampliamos nuestro sistema de transporte de gas natural por un total de 776 km (482 millas) a 6.933 km (4.309 millas), incluyendo la incorporación de los siguientes tramos a los Sistemas Sudeste y Noreste: • • Gasoducto de 303 km (188 millas) que conecta Cabiúnas con Vitória, donde se encuentra la planta de procesamiento de gas que administra el gas producido en la Cuenca Campos. Este gasoducto tiene una capacidad máxima de transporte de 20 millones de metros cúbicos por día (707 mmcf/d) desde la Cuenca Espírito Santo a la Región Sudeste; Incorporación del tramo de 255 km (158 millas) al gasoducto Campinas– Rio en la Región Sudeste con una capacidad máxima de transporte de 8,6 millones de metros cúbicos por día (303,7 mmcf/d) de gas natural, 50 • la construcción del tramo final de 954 km (593 millas) del Gasoducto de Interconexión Noreste Sudeste (GASENE), completando así el tramo entre Malha Sudeste y Malha Nordeste. Este gasoducto transportará hasta un máximo de 20 millones de metros cúbicos por día (707 mmcf/d) desde Cacimbas hasta la ciudad de Catu en el Estado de Bahia y estará concluido en el primer trimestre de 2010; y • la conclusión del gasoducto Urucu‐ Coari‐Manaus de 660 km (410 millas) que suministrará hasta 5,5 millones de metros cúbicos por día (194 mmcf/d) de gas natural desde la Cuenca Solimões hasta la ciudad de Manaus a partir del tercer trimestre de 2009. El siguiente mapa indica los gasoductos existentes y los gasoductos que se encuentran en etapa de construcción. Conductos existentes Conductos construidos en 2008 Conductos en construcción en 2009 & 2010 GNL compañías y Contratos Marco de Venta que se utilizarán para adquirir cargas de inmediato cuando fuera necesario. Hemos finalizado la construcción de dos terminales de GNL: una en Rio de Janeiro en enero de 2009, con una capacidad de producción de 20 millones de metros cúbicos por día (706 mmcf/d), y la otra en diciembre de 2008 en Pecém en la Región Nordeste de Brasil, con una capacidad de producción de 7 millones de metros cúbicos por día (247 mmcf/d). Dos grandes buques de regasificación de GNL brindarán soporte a las terminales, los cuales cuentan con una capacidad de 14 millones de metros cúbicos por día (494 mmcf/d) y 7 millones de metros cúbicos por día (247 mmcf/d), respectivamente. Las nuevas terminales y buques de regasificación nos dan flexibilidad para importar gas de otras fuentes con el fin de complementar la oferta local de gas natural. Hemos negociado y firmado contratos de suministro de GNL con varias Participación Accionaria en Compañías de Distribución Conforme a la legislación brasileña, cada estado posee el monopolio de la distribución de gas local. La mayoría de los estados han constituido sociedades para actuar como distribuidoras de gas locales y somos titulares de participaciones que oscilan entre 24% y 100% en 20 de estas 27 compañías de distribución. No obstante ello, en todas las sociedades en las que somos titulares de una participación minoritaria, designamos a los principales ejecutivos y a los miembros del Consejo de Administración. El Estado de Espírito Santo nos 51 ha asignado derechos exclusivos para distribuir gas natural a través de nuestra subsidiaria BR. En 2008, las compañías de distribución brasileñas vendieron un total de 50 millones de metros cúbicos por día (1.732 mmcf/d) de gas natural, con una participación de Petrobras estimada en 22%. El siguiente mapa indica la denominación y ubicación de cada compañía de distribución de gas local en la que poseemos participación accionaria y nuestra participación en dichas compañías. GASA GASAP G SA GASA 37.3% GASMA GASMAR GASMA 23.5% GASPIS GASPISA GASPIS 37.25% 41.5% 83.0% 41.5% 41.5% 41.5% 41.5% 41.5% 41.5% 34,46% 34.5% 100.0% 49.0% 37.4% 32.0% 24.5 40.0% 41.0 49.0% A continuación se indican las compañías de distribución en las que tenemos las participaciones más significativas: Denominación CEG RIO ............................................ BAHIAGAS......................................... GASMIG............................................ BR ..................................................... % de Participación del Grupo Estado Rio de Janeiro Bahia Minas Gerais Espirito Santo Ventas de Gas Promedio en 2008 (millones de metros cúbicos por día) 37,40 41,50 40,00 100,00 Clientes 8,99 3,47 2,41 1,83 21.537 277 269 13.480 De acuerdo con nuestras estimaciones, las dos compañías de distribución en las que tenemos participaciones más significativas, CEG Rio y Bahiagás, vendieron 18,3% y 7,1% de los volúmenes de gas nacional de Brasil en 2008, respectivamente. CEG Rio y Bahiagás se encuentran entre las más grandes distribuidoras de Brasil, ocupando el segundo y cuarto lugar, respectivamente. Estas 52 termoeléctrica y el 60,6% restante fue consumido por los usuarios de gas natural industriales, comerciales y minoristas. En 2008, nuestro segmento de Exploración y Producción abasteció el 50% del total de nuestros requerimientos de gas e importamos el 50% restante de Bolivia. Estimamos que la proporción del gas local en nuestro mix de oferta total aumentará en el futuro cuando nuestro segmento de Exploración y Producción ponga en operación nuevos yacimientos de gas. compañías, junto con los distribuidores independientes Comgás (28,3% de los volúmenes de gas nacional de Brasil en 2008) y CEG (17,3% de los mismos), abastecen el 71% del mercado brasileño. Comercialización En 2008, nuestro segmento de Gas y Energía suministró un promedio de 60,7 millones de metros cúbicos por día (2.143,6 mmcf/d) de gas natural para consumo. Del total correspondiente a 2008, el 18,3% se utilizó en nuestras refinerías, el 21,1% se destinó a la generación de energía El siguiente cuadro describe las fuentes de nuestro suministro de gas natural, nuestras ventas y consumo interno de gas natural, y los ingresos correspondientes a los tres últimos ejercicios: Suministro y Ventas de Gas Natural Fuentes de suministro de gas natural Producción local ........................................................................................... Importado de Bolivia .................................................................................... Gas Natural Licuado ..................................................................................... Total suministro de gas natural ........................................................................ Ventas de gas natural Ventas a compañías de distribución de gas locales(1) ................................. Ventas a plantas de generación a gas........................................................... Total ventas de gas natural............................................................................... 2008 2007 2006 (millones de metros cúbicos por día) 30,3 22,4 21,9 30,4 26,9 24,4 0,0 0,0 0,0 60,7 49,3 46,3 36,8 12,8 49,6 35,1 4,1 39,3 33,7 6,1 39,8 Consumo interno (refinerías y centrales de generación a gas)(2) .................... 11,1 10,0 Ingresos (miles de millones de U$S )(3)............................................................ 6,0 3,4 ________________________ (1) Incluye ventas a compañías de distribución de gas locales en las cuales poseemos una participación accionaria. (2) Incluye gas utilizado en el sistema de transporte. (3) Excluye consumo interno. 6,5 1,8 El siguiente cuadro describe la utilización en nuestros principales mercados de nuestro suministro de gas natural desde 2006 a 2008: Consumo de Gas Natural Industrial, comercial y minorista ................................................. Centrales de generación eléctrica a gas ...................................... Refinerías .................................................................................... 2008 36,8 14,7 7,9 El consumo de gas natural por los clientes industriales, comerciales y minoristas aumentó 4,5% por año desde 2006 a 2008. El aumento en el mercado no‐termoeléctrico se produjo principalmente como resultado del precio competitivo del gas natural en comparación con el fuel oil, la principal alternativa de energía. El consumo termoeléctrico aumentó 153% desde 2007 a 2008, debido principalmente a una mayor participación de las plantas de generación a gas en el sistema eléctrico de Brasil. 2007 (millones de metros cúbicos por día) 35,1 5,8 10,3 2006 33,7 6,1 6,5 Contratos de Venta de Gas y Precios En 2007 incorporamos una nueva serie de contratos relacionados con el gas que ofrecen a los usuarios cuatro opciones de suministro diferentes que nos brindan flexibilidad para ajustar nuestras ventas de gas a los volúmenes disponibles. Las principales características de estos contratos son las siguientes: 53 • principalmente por usuarios de generación termoeléctrica que utilizan GNL. Firme Inflexible: el distribuidor garantiza el pago en virtud de contratos “take or pay” y nosotros garantizamos la entrega del volumen contratado. • Firme Flexible: podemos interrumpir el suministro de acuerdo con las condiciones negociadas, en cuyo caso acordamos suministrar un combustible sustituto y compensar los costos adicionales del usuario final. El precio es equivalente al gas vendido en virtud de contratos bajo la modalidad Firme Inflexible. • Interrumpible: tenemos derecho a interrumpir el suministro de acuerdo con las condiciones negociadas y el distribuidor o usuario final es responsable de encontrar combustibles alternativos. Bajo esta modalidad de contrato, el distribuidor paga un precio más bajo por el gas. • El precio del gas en los primeros tres contratos incluye un componente fijo, que es revisado anualmente en base al índice de inflación IGP‐M, y un componente variable que es revisado trimestralmente en base a la canasta de fuel oil y la variación del tipo de cambio. El precio en los contratos bajo la modalidad preferencial se basa en un componente fijo, que es revisado anualmente en base al índice de inflación IPCA, y un componente variable en base al precio de GNL importado, que es revisado mensualmente en base a la tasa Henry Hub y la variación del tipo de cambio. Durante 2008, hemos convertido 9 de 18 clientes a los nuevos contratos, además de los tres clientes convertidos en 2007. En virtud de estos nuevos contratos, aproximadamente el 53% del total de nuestras ventas de 36,8 millones de metros cúbicos por día (1.299,6 mmcf/d) se entregó a compañías de distribución en el mercado no termoeléctrico en 2008. Utilizaremos los nuevos contratos para entregar hasta el 63% de los volúmenes asignados al mercado no termoeléctrico hasta 2012. Preferencial: estamos obligados a suministrar gas natural según la demanda, pero el usuario tiene el derecho de interrumpir las compras en cualquier momento. Estimamos que este tipo de contrato será utilizado El siguiente cuadro describe los volúmenes asignados al mercado no termoeléctrico hasta 2012 en virtud de los nuevos contratos de suministro: Año en que se firmó el Contrato 2007 .................................. 2008 .................................. Total................................ Firme Inflexible 7,37 15,24 22,61 Firme Flexible (millones de metros cúbicos por día) 1,75 2,03 3,78 Tipo de Contrato de Suministro 54 Interrumpible 2,6 1,90 4,50 Total 11,72 19,17 30,89 El siguiente cuadro describe nuestros futuros compromisos de suministro de gas desde 2009 hasta 2013, incluyendo ventas a compañías locales de distribución de gas y centrales de generación a gas. Contratos de Venta de Gas Natural A compañías locales de distribución de gas: Partes relacionadas(1)..................................................................... Terceros .......................................................................................... A centrales de generación a gas: Partes relacionadas(1)..................................................................... Terceros .......................................................................................... Total(2)............................................................................................ Ingresos estimados por contrato (miles de millones de U$S)(3)(4) ........................................................................................ 2009 2010 2011 2012 (millones de metros cúbicos por día) 2013 15,06 17,63 4,71 0,82 38,22 17,16 18,09 18,66 17,68 19,23 17,36 19,50 17,21 3,57 6,38 45,20 4,65 7,06 48,05 3,72 8,00 48,31 3,39 8,71 48,81 3,5 4,0 4,5 4,8 5,0 (1) A los fines de este cuadro, “partes relacionadas” incluye todas las compañías locales de distribución de gas y las centrales de generación eléctrica en las que poseemos una participación accionaria y “terceros” se refiere a aquellas compañías en las que no poseemos participación accionaria. (2) Los volúmenes estimados están basados en acuerdos “take or pay” en nuestros contratos, volúmenes estimados y contratos en proceso de negociación y no ventas máximas. (3) Las cifras indican ingresos neto de impuestos. Las estimaciones están basadas en ventas externas y no incluyen consumo interno o transferencias. (4) Los precios podrán ser ajustados en el futuro y los montos reales pueden variar. Compromisos a largo plazo relacionados con el Gas Natural a través del CSG, por un monto que osciló entre U$S100 millones y U$S180 millones por año. La reforma del CSG se encuentra aún en etapa de negociación, y el pago será retroactivo a mayo de 2007; Nuestra inversión en el gasoducto Bolivia‐ Brasil en 1996 fue el resultado de una serie de contratos a largo plazo celebrados con tres compañías: • Contrato de Suministro de Gas (CSG) con la empresa estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la compra de volúmenes mínimos específicos de gas natural a precios vinculados con el precio internacional del fuel oil hasta 2019. Después de dicha fecha, el acuerdo puede prorrogarse hasta la entrega de la totalidad del volumen contratado. En febrero de 2007, acordamos realizar pagos adicionales a YPFB correspondientes a líquidos contenidos en el gas natural adquirido 55 • Contrato de Transporte en Firme (Ship‐ or‐Pay) con Gas Transboliviano (GTB), propietaria y operadora del tramo boliviano del gasoducto para transportar volúmenes mínimos específicos de gas natural hasta 2019; y • Contrato de Transporte en Firme (Ship‐ or‐Pay) con Transportadora Brasileira Gasoduto Bolivia‐Brasil (TBG), propietaria y operadora del tramo brasileño del gasoducto para transportar volúmenes mínimos específicos de gas natural hasta 2019. El volumen que estamos obligados a transportar en virtud de los contratos de transporte en firme en general se estableció de manera tal de coincidir con nuestra obligación de compra en virtud del CSG. Los siguientes cuadros indican nuestros compromisos contractuales en virtud de estos contratos correspondientes al período de cinco años comprendido entre 2009 a 2013. Compromisos de Compra y Transporte de Gas Natural Compromisos de compra con YPFB Volumen comprometido (millones de metros cúbicos por día)(1).......................................................................................... Volumen comprometido (mmcf/d)(1)......................................... Proyección del crudo Brent (U$S)(2) ........................................... Pagos estimados (millones de U$S)(3) ........................................ Contrato de Transporte en Firme (Ship‐or‐pay) con GTB Volumen comprometido (millones de metros cúbicos por día) .............................................................................................. Volumen comprometido (mmcf/d) Pagos estimados (millones de U$S)(4) ........................................ Contrato de Transporte en Firme (Ship‐or‐pay) con TBG Volumen comprometido (millones de metros cúbicos por día) .............................................................................................. Volumen comprometido (mmcf/d) ............................................. Pagos estimados (millones de U$S)(4) ........................................ 2009 2010 2011 2012 2013 24,06 24,06 24,06 24,06 24,06 850,00 58,00 1.488,00 30,00 850,00 61,00 1.235,00 30,00 850,00 72,00 1.359,00 30,00 850,00 74,00 1.475,00 30,00 850,00 68,00 1.441,00 30,00 1.059,00 59,08 30,00 1.059,00 59,37 30,00 1.059,00 59,67 30,00 1.059,00 59,98 30,00 1.059,00 60,28 30,00 1.059,00 398,21 1.059,00 400,20 1.059.00 402,20 1.059,00 404,21 1.059,00 406,23 (1) 25,3% del volumen contratado suministrado por Petrobras Bolivia. (2) Estimación del precio del crudo Brent en base a nuestro Plan de Negocios 2009‐2013. (3) Precios corrientes. Los precios del gas pueden ajustarse en el futuro en base a lo establecido en el contrato y los montos reales pueden variar. (4) Montos calculados tomando como base los precios corrientes definidos en los contratos de transporte de gas natural. Energía generación termoeléctrica y controlamos 14 de ellas. Como resultado de nuestras inversiones en el sector energético, actualmente suministramos el 50% del total de la capacidad instalada de generación termoeléctrica a gas en Brasil, de acuerdo con la ANEEL. Actualmente, la capacidad eléctrica instalada total de Brasil es de 98.809 MW, de la cual aproximadamente el 81% corresponde a las centrales hidroeléctricas de bajo costo que cubren aproximadamente el 89% de las necesidades de energía eléctrica del país. Si bien las centrales hidroeléctricas cuentan con una serie de ventajas y están específicamente diseñadas para satisfacer las necesidades básicas de energía eléctrica, no pueden ampliarse fácilmente, tienen una capacidad limitada para cubrir picos de demanda y son vulnerables en períodos de sequía prolongada. En consecuencia, Brasil ha desarrollado capacidad de generación termoeléctrica a fin de complementar el sistema hidroeléctrico básico. Dado que el crecimiento económico del país origina una mayor demanda de energía, se estima que la generación termoeléctrica tendrá un papel cada vez mayor en términos de satisfacer las necesidades energéticas de Brasil. Durante 2008, generamos 2.025 MWavg de electricidad, de los cuales un 78% fue generado en la Región Sudeste del país, 8% en el Sur y un 14% en el Noreste. Ventas de Electricidad Participamos en el mercado de energía brasileño mediante la venta de “disponibilidad standby” a empresas de servicios públicos en licitaciones reguladas y mediante la celebración de contratos bilaterales principalmente con compañías de distribución de energía. Vendimos un promedio de 1.902 MWavg en 2008 en comparación con un promedio de 1.535 MWavg en 2007, representando un aumento del 24%. Nuestra estrategia incluye también la exportación de energía a países vecinos. En 2008, exportamos 39,4 MWavg a Argentina y Uruguay. Como parte de esta tendencia nacional, hemos desarrollado y operado centrales de generación termoeléctrica a gas. Actualmente tenemos participación en 23 centrales de 56 capacidad comercial de 1.815 MW en estas centrales debido a limitaciones en el abastecimiento de gas. La capacidad comercial es la capacidad de generación de energía que el ente regulador de Brasil nos permite vender según lo determinado por un proceso de certificación. Nuestras centrales de generación a gas tienen una capacidad instalada de 4.550 MW brutos, equivalente a aproximadamente el 5% del total del sistema de energía de Brasil. Además, controlamos una central termoeléctrica a petróleo con una capacidad instalada de 31,8 MW brutos. Sin embargo, a fines de 2008, solo teníamos una El siguiente cuadro describe nuestra capacidad instalada, la capacidad comercial certificada y la generación de electricidad correspondientes a los últimos tres ejercicios: Capacidad Instalada y Utilización de Petrobras Capacidad instalada bruta ........................................................... Capacidad instalada neta ............................................................ Capacidad comercial certificada(1) ............................................. Electricidad generada (MWavg) ................................................. 2008 2007 (MW) 4.261,8 4.112,0 1.682,0 578,3 4.581,8 4.427,0 1.595,0 2.025,0 2006 4.143,0 3.997,0 2.083,0 354,4 (1) Promedio ponderado de la capacidad comercial certificada correspondiente al ejercicio. Disponibilidad Standby Las centrales termoeléctricas que operan sin carga de base como las nuestras se utilizan para complementar la generación hidroeléctrica cuando fuera necesario. Históricamente, debido al régimen de precios de la energía en Brasil, ha resultado difícil para estas centrales, que operan con un factor promedio de utilización bajo, cubrir los costos operativos y obtener un retorno de capital. En 2004, se aprobó en Brasil el Nuevo Modelo Regulatorio del Sector Eléctrico conforme al cual las empresas de servicios públicos deben asegurar sus necesidades previstas de energía en virtud de contratos a largo plazo a través de licitaciones coordinadas por el Ministerio de Minas y Energía. Las empresas de generación termoeléctrica presentan sus ofertas en estas licitaciones para proporcionar “disponibilidad standby” hasta su capacidad comercial certificada, si bien no serán necesariamente convocadas para generar esta energía. Sólo aquella porción de nuestra capacidad termoeléctrica definida como Nueva Energía en virtud del Nuevo Modelo Regulatorio del Sector Eléctrico es elegible para ser vendida a través del sistema de licitación. de estos contratos, percibiremos un monto fijo ya sea que generemos o no energía, y un monto adicional por la energía efectivamente generada a un precio fijado en la fecha de la licitación y revisado anualmente en base a una canasta de fuel oil ajustada de acuerdo con la inflación. Estos contratos generan pérdidas cuando nuestros costos reales de generación de energía aumentan y nuestros precios ajustados según la fórmula no aumentan de la misma forma. En la licitación llevada a cabo en 2007, no vendimos la totalidad de nuestra capacidad disponible elegible dado que las centrales de generación eléctrica a gas fueron menos competitivas que otras fuentes de generación de energía. No participamos en la licitación de 2008 debido a la falta de capacidad termoeléctrica elegible. Contratos Bilaterales Vendemos la mayoría de la capacidad comercial no definida como Nueva Energía en virtud de contratos bilaterales a largo plazo, principalmente con compañías de distribución de electricidad. Dichos contratos se encuentran sujetos a reglamentaciones que regulaban el sector energético de Brasil antes de la aprobación del Nuevo Modelo Regulatorio del Sector Eléctrico. En virtud de estos contratos, se remunera nuestra capacidad termoeléctrica en base a una combinación de factores: si realmente generamos energía o no, la capacidad de generación En las licitaciones de 2005 y 2006 vendimos disponibilidad standby por 1.391 y 205 MWavg, respectivamente, conforme a contratos con plazos de 15 años a partir de 2008 hasta 2011. En virtud 57 eléctrica certificada de cada central, y las condiciones de oferta y demanda en el mercado energético de Brasil. Cada uno de estos factores es determinado por los organismos regulatorios correspondientes de Brasil, incluyendo el Ministerio de Minas y Energía, el Operador Nacional do Sistema Elétrico—ONS (Operador del Sistema Eléctrico Nacional), y la Câmara de Comercialização de Energia Elétrica—CCEE (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica). Nuestros ingresos en virtud de estos contratos han disminuido debido al limitado suministro de gas natural que afecta la capacidad de generación eléctrica certificada de nuestras centrales de generación a gas. Aún cuando incrementemos la oferta disponible de gas natural, es difícil estimar nuestras ganancias en virtud de estos contratos ya que los márgenes netos están sujetos a ajustes coordinados por la CCEE. Además, los contratos no nos permiten trasladar directamente a nuestros clientes las variaciones en los costos de compra del gas natural. En 2009, 1.124 MWavg de nuestra capacidad de generación estará sujeta a los términos y condiciones de estos contratos bilaterales, con 1.032 MWavg comprometidos en 2010, 1.030 MWavg en 2011 y 2012 y 1.029 MWavg en 2013. Estos contratos vencerán en forma gradual y el último vencimiento será en 2028. terceros. En años anteriores, la oferta limitada de gas natural afectaba nuestra capacidad de generar electricidad a partir de nuestras propias centrales termoeléctricas, aún cuando hubiese sido rentable para nosotros hacerlo. Problemas con nuestra infraestructura de gas natural también nos expusieron a multas cuando no podíamos entregar las cantidades contratadas de electricidad. Pagamos multas por un monto total de R$434 millones (U$S236 millones) en 2008, R$89 millones (U$S48 millones) de los cuales estuvieron relacionados con hechos ocurridos en 2007. Estimamos poder abastecer totalmente nuestras centrales de generación a gas una vez concluida nuestra red de distribución de gas natural en 2010. Para ese entonces, prevemos tener mayor flexibilidad para decidir, semanalmente, la mejor manera de utilizar nuestros recursos de gas en los mercados termoeléctrico y no termoeléctrico en base a las condiciones económicas existentes. Aumento de Nuestra Capacidad Comercial En mayo de 2007, de acuerdo con normas aplicables a la industria, celebramos un contrato con la ANEEL en virtud del cual debemos incrementar nuestra capacidad de suministro de energía al sistema a partir de nuestras centrales a 4.766,1 MW para 2011. Lograremos esta meta mediante el aumento del suministro de gas natural, incluyendo GNL, convirtiendo algunas de las centrales eléctricas existentes en centrales eléctricas de alimentación dual y alquilando centrales eléctricas a petróleo de reserva. Excluyendo nuestros requerimientos de energía propios, estimamos contar con una capacidad comercial promedio de 3.259 MW disponible para la venta en 2011, de los cuales aproximadamente el 49% ya ha sido vendido en las licitaciones de 2005 y 2006 y el 46% está sujeto a contratos bilaterales. precios Durante períodos de internacionales de gas elevados y baja demanda de energía en Brasil, a menudo resulta más rentable para nosotros vender nuestro gas directamente al mercado que generar cantidades contratadas de energía a partir de nuestras propias centrales de generación a gas. En estas circunstancias, tenemos la flexibilidad de cumplir con nuestros compromisos contractuales mediante la adquisición de energía a El siguiente cuadro describe nuestros compromisos en virtud de contratos de disponibilidad standby y bilaterales, energía adquirida a terceros, y la energía que estimamos estará disponible para la venta si se concluye la infraestructura para la entrega de gas a nuestras centrales termoeléctricas. Contratos de disponibilidad standby ................. Contratos bilaterales ......................................... Capacidad comercial (MW)(1)............................ Adquirida a terceros........................................... Disponible para la venta(1) ................................ 2008 2009 352 1.902 1.595 888 229 821 1.438 2.707 230 679 (1) Proyecciones basadas en la capacidad actual y el suministro de gas previsto 2010 2011 1.391 1.789 3.543 200 563 1.596 1.737 3.724 200 591 (MWavg) 58 Energía Renovable y Reducción de los Gases de Efecto Invernadero (GEI) básicamente en ser productores, transportadores y exportadores de etanol brasileño. Asimismo, nuestro objetivo es participar en el crecimiento del mercado interno de etanol invirtiendo en plantas de etanol que alcanzarán una producción de 63,6 miles de barriles en 2013. También hemos invertido en una cantidad de fuentes de generación de energía renovable en Brasil, incluyendo centrales de generación de energía eólica, solar e hidroeléctrica. Nuestras pequeñas centrales hidroeléctricas poseen una capacidad instalada de 243 MW brutos, de los cuales 73.4 MW se estima resultarán operativos en 2009. En los últimos años, hemos invertido en la introducción de biodiesel en el mercado brasileño. Conforme a la ley, el diesel vendido en Brasil a partir de enero de 2008 debía contener un mínimo de 2% de biodiesel; esta proporción se incrementó al 3% en julio de 2008. Con el fin de cumplir con esta exigencia, hemos estado obteniendo y mezclando suministros de biodiesel y proporcionándolos a distribuidores más pequeños así como también a nuestras propias estaciones de servicio. Como parte de nuestro Plan Estratégico 2020 hemos adoptado una estrategia de cambio climático a fin de reducir los gases de efecto invernadero (GEI) bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio. Entre nuestros proyectos de reducción de gases de efecto invernadero se incluye el desarrollo de una central de energía eólica en el noreste de Brasil, una pequeña central hidroeléctrica en el sudeste de Brasil, generación eléctrica mediante la utilización de turboexpansores en nuestras refinerías, reducción de emisiones de óxido nitroso provenientes de nuestras plantas de fertilizantes y el uso de calor residual para la cogeneración en nuestras refinerías. Hemos firmado contratos para obtener aceites vegetales e industriales con el fin de abastecer a nuestras tres plantas de biodiesel con una capacidad combinada de 2.950 bbl/d. Estas plantas se encuentran ubicadas en el noreste de Brasil en Candeias y Quixada y en el sudeste de Brasil en Montes Claros. Nuestro objetivo es incrementar nuestra participación en la industria con una capacidad instalada objetivo de producción de 11.000 bbl/d de biodiesel en Brasil para 2013. La creación de Petrobras Biocombustível en julio de 2008 para consolidar todas las iniciativas relativas a la producción de etanol y biodiesel refuerza nuestro compromiso con el medio ambiente y la responsabilidad social. Nuestro Programa de Conservación de Energía Interna tiene como objetivo mejorar la eficiencia energética en todas nuestras unidades. Como resultado de este programa, en 2008 hemos evitado emisiones de dióxido de carbono por aproximadamente 40 mil toneladas. Energía Biorenovable También hemos desarrollado una nueva tecnología de refinación (H‐Bio) que nos permite introducir aceites vegetales en nuestras refinerías existentes para producir un diesel de mejor calidad. Seis de nuestras refinerías ya están preparadas para utilizar la tecnología H‐Bio y proyectamos adaptar todas nuestras refinerías a este proceso, que nos otorgará una mayor flexibilidad en cuanto a materias primas y nos brindará acceso a los mercados que requieren diesel de mejor calidad. El objetivo de Petrobras es convertirse en un importante productor de biodiesel en Brasil y participar en forma activa en la creciente industria de etanol brasileña, especialmente en la producción, transporte y exportación de etanol. Brasil posee condiciones climáticas y de suelo altamente favorables para el cultivo de caña de azúcar y aceite vegetal y es un actor importante en el mercado internacional de biocombustibles. Internacional El etanol extraído de la caña de azúcar es muy utilizado como substituto de la gasolina en Brasil. Actualmente no producimos etanol, pero lo distribuimos a través de nuestro segmento de Distribución. Proyectamos ampliar nuestra participación en el negocio del etanol a través de asociaciones con productores de etanol y clientes internacionales donde nuestro papel consistiría Contamos con operaciones en 23 países del exterior que comprenden todas las fases del negocio energético. Nuestros principales objetivos en las operaciones internacionales son: 59 • • utilizar nuestra experiencia técnica en exploración y producción en aguas profundas a fin de participar en regiones en mar abierto con alto potencial; y expandir e integrar operaciones internacionales de downstream con nuestras actividades locales. Estadísticas Internacionales Clave Internacional: Ingresos operativos netos .................................................................. Resultados antes de participación minoritaria e impuesto a las ganancias............................................................................................ Total activo al 31 de diciembre......................................................... Inversiones ......................................................................................... 2008 2007 (millones de U$S) 10.940 (605) 13.439 2.908 2006 9.101 (237) 11.717 2.864 6.071 571 10.274 2.637 Los ingresos operativos netos de nuestro segmento Internacional representaron el 9,3% de nuestros ingresos operativos netos totales en 2008 (10,4% en 2007 y 8,4% en 2006). El activo total de nuestro segmento Internacional al 31 de diciembre de 2008 representó el 10,7% de nuestro activo total (9% en 2007 y 10,4% en 2006). Actividades Internacionales de Exploración y Producción (Upstream) Durante 2008, hemos desarrollado actividades de upstream en 19 países fuera de Brasil (Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Perú, Venezuela, Estados Unidos, Angola, Nigeria, Tanzania, Mozambique, Senegal, India, Portugal, Irán, Pakistán, Libia y Turquía). Véase “Descripción General del Grupo” en relación con una descripción acerca de producción y reservas por país. Durante 2008, nuestras inversiones correspondientes a las actividades internacionales de exploración y producción representaron el 16,1% de nuestra inversión total en exploración y producción. Nuestra estrategia apunta a integrar nuestras operaciones mediante la captación de sinergias en nuestras actividades de upstream y downstream en América Latina, América del Norte y Asia. Nuestras actividades internacionales de upstream se concentrarán en regiones tales como el Golfo de México y Africa Occidental donde existen oportunidades para capitalizar la experiencia en aguas profundas que hemos desarrollado en Brasil. También estamos desarrollando tareas de exploración preliminares en el norte de Africa, Asia, Europa y Medio Oriente. Nuestros recientes descubrimientos de reservas en las secciones anteriores al estrato de sal en Brasil nos han llevado a reducir los gastos proyectados para las actividades internacionales, en relación con nuestras actividades locales. Hemos contratado tres unidades de perforación y una plataforma para brindar soporte a nuestras operaciones de exploración en aguas ultra profundas en el Africa Occidental y el Golfo de México, entre otras regiones. Estas unidades comenzarán a operar entre 2009 y 2011 en virtud de contratos por plazos de cinco a diez años. 60 El siguiente cuadro indica nuestra inversión en actividades internacionales de exploración y la distribución geográfica de la misma en 2008, 2007 y 2006. Total de inversiones en actividades internacionales de exploración (miles de millones de U$S) .............................................................................................. De las cuales: América del Sur .............................................................................................. Argentina`.................................................................................................. Bolivia ........................................................................................................ Colombia.................................................................................................... Perú, Ecuador, Venezuela .......................................................................... Costa Oeste de Africa..................................................................................... Golfo de México ............................................................................................. Equipos de Perforación y otros(1).................................................................. 2008 0,92 9,74% 5,43% 2,90% 0,00% 1,41% 4,47% 53,92% 31,87% (1) En 2008, el 31,52% del 31,87% está relacionado con inversiones en equipos de perforación. 61 2007 2006 1,17 1,26 11,57% 3,27% 0,01% 6,67% 1,62% 5,76% 23,72% 58,95% 11,70% 6,40% 0,60% 3,60% 1,10% 43,70% 31,50% 13,10% En 2008, nuestra producción neta fuera de Brasil promedió 123,6 mbbl/d de crudo y LGN y 17,1 millones de metros cúbicos por día (602,6 mmcf/d) de gas natural. El siguiente cuadro indica nuestra inversión en actividades internacionales de desarrollo y la distribución geográfica de la misma en 2008, 2007 y 2006. Total inversiones en actividades internacionales de desarrollo (miles de millones de U$S) .............................................................................................. De las cuales: América del Sur .............................................................................................. Argentina ................................................................................................... Bolivia ........................................................................................................ Colombia.................................................................................................... Perú, Ecuador, Venezuela .......................................................................... Costa Oeste de Africa..................................................................................... Golfo de México ............................................................................................. 2008 2007 2006 1,62 1,39 1,04 44,27% 30,81% 1,21% 4,80% 7,45% 38,32% 17,41% 40,55% 21,48% 1,60% 5,55% 11,92% 36,05% 23,40% 41,80% 26,50% 1,30% 2,80% 11,20% 41,00% 17,20% América Latina En Bolivia, nuestra producción alcanzó un promedio de 276,40 mmcf/d de gas natural en 2008, el 20,53% de nuestra producción internacional total, principalmente proveniente de los yacimientos San Alberto y San Antonio. Luego de la sanción del decreto gubernamental de fecha 1° de mayo de 2006 que dispuso la nacionalización de los hidrocarburos, hemos celebrado nuevos acuerdos en virtud de los cuales continuamos operando los yacimientos pero se nos exige realizar todas las ventas de hidrocarburos a través de YPFB con el derecho de recuperar nuestros costos y participar en las ganancias. Al 31 de diciembre de 2008, nuestras reservas probadas de gas natural eran de aproximadamente 248,2 mmboe en Bolivia. El 25 de enero de 2009, Bolivia adoptó una nueva constitución que prohíbe la propiedad privada de los recursos de petróleo y gas del país. En vista de la nueva constitución, es posible que debamos imputar a pérdida algunas o la totalidad de nuestras reservas probadas en Bolivia hacia fines de 2009. Contamos con operaciones en casi todas las principales cuencas hidrocarburíferas de Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Perú y Venezuela. En 2008 nuestra producción neta promedio en la región (excluyendo Brasil) fue de 211,6 mboe/d, o el 94,44% de nuestra producción internacional. Las reservas en la región representan el 86,27% de nuestras reservas internacionales. La región en la que contamos con mayor cantidad de operaciones fuera de Brasil es Argentina, la cual en 2008 representó el 44,65% de nuestra producción internacional. Nuestras operaciones en Argentina se realizan principalmente a través de nuestra participación del 67,2% en Petrobras Energía S.A. (PESA). Nuestra producción se concentra en las Cuencas Neuquén, Austral y San Jorge con una contribución menor de la Cuenca Noroeste. Durante 2008, hemos incrementado nuestra participación en los bloques Sierra Chata y Parva Negra a 45,55% y 100%, respectivamente. Asimismo, hemos adquirido una participación del 13,72% en los bloques El Tordillo y La Tapera‐Puesto Quiroga. Además, hemos firmado un acuerdo con dos socios para explorar dos bloques en la Cuenca Malvinas y un bloque en la Cuenca del Golfo de San Jorge, en el cual Petrobras Energía S.A. (PESA) es titular de una participación del 33%. Nuestra producción en Argentina alcanzó un promedio de 100.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2008. Al 31 de diciembre de 2008, nuestras reservas probadas eran de aproximadamente 290,6 mmboe, representando una disminución del 1,45% comparado con 2007. En Colombia, tenemos participación en siete contratos de producción y 15 contratos de exploración en tierra y somos operadores en 8 de estos contratos. Nuestra producción alcanzó un promedio de 15,43 mboe/d en 2008, lo que representó el 6,91% de nuestra producción internacional. Al 31 de diciembre de 2008, nuestras reservas probadas en Colombia eran de aproximadamente 28,8 mmboe. En Ecuador, tenemos una participación del 30% en el Bloque 18. Asimismo, tenemos una participación del 11,42% en el oleoducto de 500 km (311 millas) Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) con una capacidad de 450 mbbl/d. En octubre de 2008, 62 firmamos un acuerdo con el gobierno ecuatoriano por el cual se estableció un plazo de 1 año para renegociar nuestra concesión en el Bloque 18. El 31 de diciembre de 2008, devolvimos la concesión para explorar el Bloque 31 de acuerdo con un contrato con el gobierno ecuatoriano e imputamos a pérdida U$S77 millones en relación con dicho bloque. Nuestra producción alcanzó un promedio de 11,40 mboe/d en 2008. Al 31 de diciembre de 2008, nuestras reservas probadas eran de aproximadamente 6,6 mmboe, representando una disminución del 85,16% comparado con 2007 debido a reclasificaciones de reservas y producción. Al 31 de diciembre de 2008 éramos titulares de participaciones en 259 bloques en mar abierto en el Golfo de México de los Estados Unidos, de los cuales operamos 161. Nuestra producción alcanzó un promedio de 4,55 mboe/d en 2008. Al 31 de diciembre de 2008, nuestras reservas probadas alcanzaban aproximadamente 36,6 mmboe, representando una disminución del 27,34% comparado con 2007 debido principalmente a la baja de los precios del petróleo. Durante 2008, imputamos a pérdida U$S115 millones relacionados con nuestra inversión en el yacimiento Cottonwood. Somos titulares de participaciones en cuatro yacimientos en el Terciario Inferior, en el Cuadrante Walker Ridge. Operamos los yacimientos Cascade y Chinook, en los cuales poseemos participaciones del 50% y 66%, respectivamente, y somos titulares de una participación no operativa del 25% en cada uno de los yacimientos St. Malo y Stones. Otros descubrimientos en aguas profundas en el Golfo de México incluyen los yacimientos Cottonwood y Coulomb, los cuales ya se encuentran en producción. Hemos celebrado contratos de servicio en relación con los bloques Cuervito y Fronterizo en la Cuenca Burgos de México a partir 2003. En virtud de estos contratos de servicio, percibimos honorarios por nuestros servicios, pero todo pozo productivo se transfiere a la compañía petrolera nacional mexicana Pemex. Hemos celebrado otros contratos con PEMEX a fin de compartir nuestra experiencia en aguas profundas. Somos titulares de participaciones en seis bloques en Perú. En el Bloque X, en la cuenca Talara, realizamos actividades de desarrollo y recuperación secundaria. Nuestra producción alcanzó un promedio de 16,12 mboe/d en 2008. Al 31 de diciembre de 2008, nuestras reservas probadas eran de aproximadamente 118,6 mmboe. Realizamos actividades de exploración en los otros cinco bloques. En 2008, nuestro socio Repsol ha informado acerca de un descubrimiento de gas en el Bloque 57, en el cual actualmente somos titulares de una participación del 46,2%. En la actualidad se están llevando a cabo ensayos en el área y aún nos resta cuantificar la magnitud del descubrimiento. En diciembre de 2006, el Servicio de Administración de Minerales de los Estados Unidos aprobó el Plan Conceptual para el desarrollo de los yacimientos Cascade y Chinook, que incluye la primera instalación de una unidad FPSO en el Golfo de México. El plan incorpora seis tecnologías que ya fueron probadas en mar abierto brasileño, pero de reciente aplicación en el Golfo de México, incluyendo boya‐torreta desconectable, buque de transporte de petróleo, sistema de risers híbridos auto sustentables, bombas sumergibles eléctricas submarinas, sistema de anclaje de carga vertical con estacas torpedo y sistemas de amarre en poliéster. Estimamos comenzar la producción en los yacimientos Cascade y Chinook a mediados de 2010. Nuestra producción neta en Venezuela en 2008 promedió los 14,10 mboe/d como resultado de joint ventures en los yacimientos Oritupano‐ Leona, Acema, La Concepción y Mata, donde el gobierno venezolano es el titular mayoritario y el operador. Continuando con nuestra activa participación en Alquileres‐Ventas en el Golfo de México, obtuvimos 23 bloques en la Venta 206 en marzo de 2008 y un bloque en la Venta 207 en agosto 2008. Los nuevos bloques se encuentran ubicados principalmente en zonas de aguas profundas de Keathley Canyon, Green Canyon, Mississippi Canyon y Walker Ridge. América del Norte El Golfo de México es una región estratégicamente importante para nosotros y concentramos nuestras actividades principalmente en yacimientos en aguas profundas que capitalizan nuestra experiencia en Brasil. 63 Europa Africa En 2006, Petrobras International Braspetro BV firmó un acuerdo conjunto de estudio con Galp y Partex con el fin de analizar datos sísmicos relacionados con la Cuenca Peniche en mar abierto en Portugal. Somos titulares de una participación del 50% en este consorcio y firmamos cuatro contratos de concesión en mayo de 2007 en esta Cuenca (Camarão, Amêijoa, Ostra y Mexilhão). Realizamos una inversión conjunta de aproximadamente U$S22 millones para el primer período de exploración en la Cuenca Peniche hasta 2008. Nuestras operaciones en Africa datan de 1979 e incluyen actividades de producción en Angola y Nigeria, actividades de desarrollo en Nigeria y actividades de exploración en estos y otros países. En Angola, nuestra producción alcanzó un promedio de 2,57 mboe/d del Bloque maduro 2/85 en el cual somos titulares de una participación del 27,5%. Además, somos titulares de participaciones en cinco bloques en mar abierto (somos operadores de tres de ellos) donde se están realizando actividades de exploración. Nuestras reservas combinadas de gas natural y petróleo en Angola eran de 1,2 mmboe. Asimismo, expandimos nuestras operaciones mediante la adquisición de oportunidades de exploración en Turquía en 2006. En 2006, nos asociamos con la compañía petrolera nacional de Turquía para explorar los bloques Kirklarelli y Sinop en el Mar Negro. En Nigeria, somos titulares de participaciones en dos bloques de desarrollo en los cuales se iniciaron operaciones en el yacimiento Agbami en julio de 2008 y en el yacimiento Akpo en marzo de 2009. El yacimiento Agbami se encuentra ubicado en los bloques OML 127 y OML 128 y es operado por Chevron como un desarrollo unificado en el cual somos titulares de una participación del 13%. Calculamos que la producción máxima será de 250 mbbl/d a principios de 2010. Se estima que el yacimiento Akpo operado por TOTAL en el Bloque OML 130, en el que somos titulares de una participación del 20%, alcanzará una producción máxima de 185 mbbl/d a fines de 2009. Nuestra inversión en los yacimientos Agbami y Akpo se estima en U$S2.400 millones, de los cuales hemos invertido U$S1.800 millones al 31 de diciembre de 2008. El Bloque OML 130 también incluye los yacimientos Egina, Egina South y Preowei. El gobierno de Nigeria aprobó el plan de desarrollo para el yacimiento Egina en marzo de 2009 mientras que en los yacimientos Preowei y Egina South se están llevando a cabo actividades de exploración. Somos también operadores del bloque OPL 315, con una participación del 45% y en el cual se están desarrollando actividades de exploración. También hemos sido operadores del yacimiento OPL 324, donde perforamos dos pozos y concluimos todas las actividades de exploración y el cual devolvimos en diciembre de 2008. Medio Oriente En 2004 firmamos un contrato de servicios con la compañía estatal National Iranian Oil Company (NIOC) en Irán. Este acuerdo exigía la adquisición y procesamiento de datos sísmicos y la perforación de un mínimo de dos pozos exploratorios en el bloque Tusan en el Golfo Pérsico. Hasta la fecha, Petrobras adquirió y procesó datos sísmicos a un costo de aproximadamente U$S22 millones y perforó dos pozos exploratorios a un costo de U$S156 millones en Irán. En febrero de 2008, descubrimos evidencias de hidrocarburos en el bloque Tusan. El descubrimiento no se considera económicamente viable. Nuestros gastos son reembolsados en virtud del contrato de servicios con la NIOC solo si las actividades de exploración dan como resultado descubrimientos de petróleo económicamente viables. Petrobras no ha tenido activos, obligaciones significativas, ingresos o reservas probadas asociadas con sus operaciones en Irán durante los últimos tres años. El contrato de servicios con la NIOC vence en julio de 2009 y por el momento no tenemos compromisos adicionales ni planes en Irán. Desde marzo de 2005 hemos estado operando en Libia, cuando adquirimos derechos de exploración y de producción compartida en el Area 18, que comprende cuatro bloques en mar abierto en el noreste de Libia. Somos operadores del 64 consorcio a cargo de la exploración del bloque, con una participación del 70%. El contrato de participación en la producción exige una etapa exploratoria de 5 años y derechos de producción por 25 años compartidos con la Compañía Petrolera Estatal Libia. mayormente inexplorado. Nos comprometimos a llevar a cabo estudios geológicos y geofísicos que nos permitirán desarrollar un modelo completo del sistema petrolero en la región. Tenemos la opción de rescindir los contratos antes de iniciar actividades de perforación de pozos. En 2006, adquirimos una participación del 17% en el Bloque Zambezi Delta en mar abierto en Mozambique. La licencia ha sido ampliada hasta el 30 de junio de 2009. Los socios adquirieron sísmica 2‐D correspondiente al bloque y considerarán la presentación de una solicitud para la siguiente etapa de la licencia. Somos titulares de una participación del 40% en el bloque exploratorio Rufisque Profond en Senegal, en aguas con profundidades entre 150 a 3.000 metros (aproximadamente 500 a 10.000 pies), el cual se encuentra en etapa de evaluación. Nuestras participaciones en Tanzania comprenden dos bloques exploratorios en aguas profundas a ultra profundas ubicados en la Cuenca Mafia, en los cuales hemos adquirido una participación del 100% en 2004 y 2006. Asia Durante 2007, comenzamos nuestras primeras actividades de exploración en Asia, otra región donde las áreas en mar abierto y en aguas profundas en mar abierto presentan un importante potencial. Desde junio de 2007, somos titulares de participaciones en dos bloques exploratorios en las Cuencas Krishna Godavarai, Mahanadi y Cauvery en mar abierto de la costa oriental de India. En el bloque Cauvery nos hemos comprometido a perforar tres pozos, dos de los cuales han sido perforados sin descubrimientos. En el bloque Krishna Godavari perforaremos tres pozos como parte de un plan de evaluación que comienza en abril de 2009. Hemos realizado actividades en Pakistán desde febrero de 2007, cuando firmamos un contrato con Oil and Gas Development Company Limited (OGDCL) para explorar el bloque "G" en mar abierto en el cual somos titulares de una participación del 50%. El bloque en mar abierto se encuentra ubicado en la Cuenca Indus y continúa 65 Otras Actividades Internacionales La mayoría de nuestras actividades internacionales se concentran en exploración y producción. Las demás actividades internacionales se presentan resumidas en los cuadros incluidos a continuación y se describen en el texto que sigue a los cuadros. Activos de Refinación Internacionales de Petrobras al 31 de diciembre de 2008 Refinería (% de Participación del Grupo) Región Abastecida por: América Latina Argentina(1) ............................................... Bahia Blanca (100%) Oxy, Petroleum, Apco Refinor/Campo Duran (28,5%) Palmar Largo (AR), Bolivia San Lorenzo (100%) Total, Chevron América del Norte Estados Unidos ........................................... Pasadena, TX (50%) Cuenca Campos, Brasil Asia Japón .......................................................... Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha, Terceros proveedores Okinawa (87,5%) Capacidad de Destilación de Crudo (mbbl/d) 31 26,4 50 100 100 (1) Somos titulares de las operaciones de refinación en Argentina a través de la participación del 67,2% en PESA. Activos Petroquímicos Internacionales de Petrobras al 31 de diciembre de 2008 Región Planta(1) Productos América Latina Argentina........................................................... Campana Amoníaco, Urea, UAN Puerto General San Martín Estireno y SBR Zarate Poliestireno y Bops Brasil.................................................................. INNOVA Etilbenceno, estireno, poliestireno (1) Somos titulares de las operaciones petroquímicas internacionales a través de una participación del 67,2% en PESA. Contamos con operaciones integradas en América Latina, especialmente en Argentina, donde participamos en toda la cadena de valor de la energía. En Argentina, somos propietarios de la central hidroeléctrica Pichi Picún Leufú, la central de generación termoeléctrica a gas Genelba, de una participación en la empresa de transporte de gas natural TGS (Transportadora Gas del Sur), y de participaciones en la comercializadora de energía Edesur y en Mega, una planta de separación de gas natural. También, a través de nuestra participación en PESA, somos propietarios de cuatro plantas petroquímicas (tres en Argentina y una en Brasil), dos refinerías con una capacidad neta de 81 mbbl/d y una participación en la Refinería Refinor/Campo Durán. Somos propietarios de 644 estaciones de servicio minoristas que operan bajo la marca Petrobras. Además, somos titulares de una participación del 44,5% en Transierra S.A., propietaria del gasoducto Yacuiba‐Rio Grande (Gasyrg) que conecta los yacimientos San Alberto y San Antonio con el gasoducto Bolivia‐Brasil. En Colombia, operamos 68 estaciones de servicio con la marca Petrobras, una planta de almacenamiento y una planta de mezcla de lubricantes en Puente Aranda. En Chile, contamos con oficinas comerciales y de representación y hemos adquirido las operaciones downstream de ExxonMobil en 2009. Los activos incluyen 233 estaciones de servicio y operaciones de aviación comercial en 11 aeropuertos. Concretamos la adquisición de operaciones comerciales y minoristas de combustibles y lubricantes en Paraguay en 2006 y reidentificamos nuestras 165 estaciones de servicio con la marca Petrobras en 2007. También operamos plantas para el abastecimiento de combustible para aviación y una planta de reabastecimiento de GLP. En Bolivia, operamos gasoductos que abastecen de gas a Brasil. Somos titulares de una participación del 11% en Gas Transboliviano S.A. (GTB), propietaria del tramo boliviano del gasoducto Bolivia‐Brasil (BTB) que transporta gas natural que producimos en Bolivia al mercado brasileño. 66 otorgados a nosotros, y compra crudo y productos derivados del petróleo al mismo precio que los proveedores nos cobrarían directamente. En 2006, concretamos la adquisición de operaciones comerciales y minoristas de combustibles y lubricantes en Uruguay. Operamos 89 estaciones de servicio, plantas para la comercialización de combustible marino y de aviación, productos petroquímicos y asfaltos. También somos titulares de participaciones en las dos compañías de distribución de gas del país. Como parte de nuestra estrategia para ampliar nuestras operaciones internacionales y facilitar el acceso a los mercados internacionales de capitales, PifCo toma préstamos en mercados internacionales de capitales con nuestro respaldo, principalmente mediante garantías o acuerdos de compra standby de los títulos pertinentes. Existen determinados riesgos asociados con el acuerdo de compra standby, véase el Item 3. “Información Clave ‐ Factores de Riesgo ‐ Riesgos Relacionados con nuestras Acciones y Títulos de Deuda.” Sin embargo, PifCo puede utilizar los flujos de fondos generados por la importación de productos derivados del petróleo para pagar los montos adeudados en virtud de sus títulos de deuda. En 2006, ingresamos al mercado de refinación de los Estados Unidos mediante la adquisición del 50% de Pasadena Refining System (PRSI), anteriormente Crown Refinery en Pasadena, Texas. En octubre de 2008, un tribunal arbitral del Centro Internacional para la Solución de Disputas dictó un laudo preliminar que establecía la validez de la opción de venta ejercida por nuestro socio Astra Oil Company (con una participación del 50%) para la venta de su participación en PRSI contra Petrobras America, nuestra subsidiaria en los Estados Unidos. En abril de 2009, el tribunal arbitral dictó el laudo definitivo que estableció el precio de ejercicio de la opción de venta en U$S466 millones. Estructura Corporativa de PifCo PifCo se constituyó el 24 de septiembre de 1997 como Brasoil Finance Company, una subsidiaria totalmente controlada de Braspetro Oil Services Company o Brasoil, una subsidiaria totalmente controlada de Petrobras Internacional S.A. (Braspetro), a la que absorbimos desde esa fecha. La totalidad de las acciones con derecho a voto de PifCo fue transferida de Brasoil a nuestro favor en el año 2000, y desde ese momento PifCo es una subsidiaria totalmente controlada por Petrobras. Petrobras International Finance Company es una empresa exenta de impuestos, constituida con responsabilidad limitada conforme a las leyes de las Islas Caimán. PifCo tiene domicilio legal en Harbour Place, 103 South Church Street, 4th floor, George Town, Grand Cayman, Islas Caimán, y su número de teléfono es 55‐21‐3487‐2375. En noviembre de 2007, acordamos comprar el 87,5% de Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS), una refinería en Okinawa, Japón. Como resultado de esta adquisición, que se concretó en abril de 2008, por primera vez iniciamos actividades de refinación en Asia con una capacidad de 100 mil bbl/d y recientemente hemos comenzado la producción de una mezcla de 3% de etanol‐gasolina. Información sobre PifCo PifCo fue constituida para facilitar y financiar la importación de crudo y productos derivados del petróleo a Brasil, y ha sido nuestra subsidiaria totalmente controlada desde el año 2000. PifCo actúa como intermediaria entre terceros proveedores de petróleo y Petrobras por medio de la compra de crudo y productos derivados del petróleo a proveedores internacionales y la reventa a Petrobras, en dólares y con pagos diferidos, a un precio que incluye una prima para compensar los costos financieros de PifCo. PifCo también compra a Petrobras crudo y productos derivados del petróleo para su venta fuera de Brasil. Además, PifCo vende y compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y partes relacionadas, principalmente fuera de Brasil. En general, PifCo puede obtener créditos para financiar las compras en los mismos términos y condiciones Las cuatro subsidiarias de PifCo son: • Petrobras Europe Limited (PEL): En mayo de 2001, PifCo constituyó PEL, una subsidiaria totalmente controlada constituida conforme a las leyes del Reino Unido y con domicilio en el Reino Unido, para consolidar nuestras actividades comerciales en Europa, Medio Oriente, Lejano Oriente y norte de Africa. Estas actividades consisten en brindar asesoramiento respecto del suministro a PifCo, PIB, BV y Petrobras 67 de crudo y de productos derivados del petróleo y en negociar los términos y condiciones de dicho suministro como así también comercializar el crudo y los productos derivados del petróleo brasileños exportados a las zonas geográficas en que actúa PEL. PEL desempeña el papel de asesor en relación con estas actividades y no asume ningún riesgo comercial o financiero directo o adicional. PEL presta estos servicios de asesoramiento y marketing en calidad de contratista independiente, de conformidad con un acuerdo de servicios firmado entre PEL y Petrobras. A cambio, compensamos a PEL todos los costos incurridos en relación con estas actividades, más un margen. asesora y negocia los términos y condiciones de algunas de nuestras pólizas de seguro y de algunas pólizas de seguro de nuestras subsidiarias. • Petrobras Singapore Private Limited (PSPL): En abril de 2006, PifCo creó PSPL, una empresa constituida conforme a las leyes de Singapur, para comercializar crudo y productos derivados del petróleo en relación con nuestras actividades de comercialización en Asia. Esta compañía inició sus operaciones el 1° de julio de 2006. Principales Actividades Comerciales de PifCo PifCo compra crudo y productos derivados del petróleo para revenderlos a Petrobras y a terceros. PifCo realiza prácticamente todas sus compras de crudo y productos derivados del petróleo en el mercado al contado (“spot market”) o a través de contratos de suministro a corto plazo. PifCo también realiza una pequeña parte de sus compras de crudo y productos derivados del petróleo a través de contratos de suministro a largo plazo. En la mayoría de los casos, Petrobras garantiza las obligaciones de compra de crudo y productos derivados del petróleo de PifCo. PifCo luego nos revende los productos al precio de compra pagado, más una prima determinada de acuerdo con una fórmula establecida de modo tal de transferir a nuestro cargo los costos financieros promedio de PifCo. Asimismo, PifCo nos compra crudo y productos derivados del petróleo para su venta fuera de Brasil. Además, PifCo vende y compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y partes relacionadas, principalmente fuera de Brasil. • Petrobras Finance Limited (PFL): En diciembre de 2001, PifCo creó PFL, una subsidiaria totalmente controlada, constituida e inscripta en las Islas Caimán. PFL nos compra, principalmente, fuel oil y vende los productos en el mercado internacional a fin de generar créditos por exportación para cubrir sus obligaciones de transferir estos créditos por exportación a un fideicomiso en virtud de un programa de pago anticipado de exportaciones. Hasta el 1º de junio de 2006, PFL también nos compraba combustible bunker. El programa de pago anticipado de exportaciones suministra a PFL los fondos necesarios para comprarnos productos derivados del petróleo, tal como se describe más adelante. Asimismo, PifCo financia sus actividades de comercialización de petróleo, incluidas las líneas de crédito, principalmente en bancos comerciales, así como a través de préstamos internos otorgados por Petrobras y emisión de obligaciones en los mercados internacionales de capitales. • Bear Insurance Company Limited (BEAR): En enero de 2003, Brasoil transfirió BEAR a PifCo. Esta transacción se realizó como parte de la reestructuración de nuestro segmento comercial internacional. Actualmente, BEAR se desempeña como nuestra compañía de seguros cautiva, nos 68 El siguiente diagrama ilustra la forma en la que PifCo actúa como intermediario entre los proveedores internacionales de crudo y Petrobras: Líneas comerciales y emisión de Obligaciones. Bancos Extranjeros y Mercado de Capitales Pago de Créditos(U$S) PifCo 30 días a partir del Con.de Embarque (U$S) Proveedores Extranjeros de Petróleo Hasta 330 días a partir del Con. de Embarque (U$S) Después de reunir la documenta‐ cíon. Producto Petrobras PifCo realiza compras FOB de crudo y productos derivados del petróleo a proveedores internacionales conforme a términos y condiciones estándar que tradicionalmente exigen el pago en un plazo de 30 días a partir de la fecha del conocimiento de embarque. En general no podríamos cumplir con las condiciones de pago a 30 días impuestas por los proveedores internacionales debido a la complejidad de las reglamentaciones aduaneras y de importación de Brasil. Por ejemplo, para una carga cuyo conocimiento de embarque indica que debe ser entregada en diferentes destinos de Brasil, se exige la entrega de un juego de documentos en cada destino. Dependiendo de la ubicación de los puertos de descarga, este proceso puede completarse en hasta 120 días desde la partida del buque. Debido a que PifCo no está sujeta a las reglamentaciones brasileñas que nos rigen, PifCo puede pagar puntualmente a los proveedores internacionales sin necesidad de entregar los diferentes juegos de documentos. Para cubrir sus costos financieros, PifCo incluye una prima en el precio del crudo y los productos derivados del petróleo que nos vende. Entonces podemos comprar crudo y productos derivados del petróleo a PifCo conforme a términos que nos permiten pagar en un plazo máximo de 330 días contado a partir de la fecha del conocimiento de embarque con el fin de garantizar un plazo suficiente para cumplir con las reglamentaciones aduaneras y de importación. Programa de Pago Anticipado de Exportaciones En 2001, creamos un programa de pago anticipado de exportaciones con el fin de financiar nuestras exportaciones de fuel oil a través de la securitización de nuestros créditos por exportaciones de fuel oil. El Fideicomiso PF Exports Receivables Master Trust, creado conforme a las leyes de las Islas Caimán (el “Fideicomiso”), obtiene fondos mediante la emisión de certificados a inversores y suministra dichos fondos a PFL para que nos compre fuel oil. PFL nos compra fuel oil conforme a un Contrato Marco de Exportación y a un Acuerdo de Pago Anticipado que establece compromisos de compra mínimos trimestrales. PFL transfiere todos los créditos originados por la venta de dichas exportaciones al Fideicomiso, y los créditos constituyen garantía de las obligaciones de pago adeudadas en virtud de los certificados. Los certificados representan participaciones indivisas senior en el patrimonio del Fideicomiso. El valor de los créditos a ser asignados para la venta en cualquier período trimestral representa una parte, pero no la totalidad, de los créditos que se prevé generar por la venta de fuel oil por PFL durante dicho período. El resto de los créditos es propiedad de PFL. Desde la creación del programa, el Fideicomiso emitió Certificados Fiduciarios Senior por un total de U$S1.500 millones. Hemos pagado por adelantado o amortizado una porción de los 69 Certificados Fiduciarios Senior. En la actualidad, se encuentran pendientes Certificados Senior por U$S398 millones. Como respaldo del programa de pago anticipado de exportaciones, vendemos fuel oil a empresas de servicios públicos, refinerías y comerciantes. El siguiente cuadro indica nuestras ventas por exportaciones de fuel oil correspondientes al período 2004 ‐ 2008: Millones de U$S ....................... Millones de barriles .................. 2008 2.848,5 51,8 2007 2.205,9 39,6 Estructura Organizacional 2006 1.500,1 67,3 2005 1.077,6 25,5 2004 1.306,1 47,5 Oil Services Company (Brasoil), Petrobras Netherlands B.V. (PNBV) y Córdoba Financial Services GmbH) están constituidas en el exterior. El Anexo 8.1 contiene una lista completa de nuestras subsidiarias, incluyendo su denominación, jurisdicción de constitución y el porcentaje de participación de Petrobras. La totalidad de nuestras 30 subsidiarias directas que figuran a continuación 24 están constituidas conforme a la legislación brasileña y seis (PifCo, Petrobras International Braspetro B.V. (PIB BV), Braspetro Oil Company (BOC), Braspetro 70 El siguiente diagrama presenta nuestras subsidiarias consolidadas más importantes al 31 de diciembre de 2008: 71 Bienes de Uso No podemos estimar el impacto que podría tener sobre Petrobras un cambio en la Ley de Petróleo ni cuándo podrían entrar en vigencia las nuevas reglamentaciones. Petrobras Los principales activos tangibles de Petrobras consisten en pozos, plataformas, plantas de refinación, gasoductos y oleoductos, buques y otros medios de transporte y centrales generadoras de energía. La mayoría de estos activos están ubicados en Brasil. Arrendamos y somos propietarios de nuestros activos y algunos de los activos de nuestra propiedad están sujetos a gravámenes, pero el valor de estos activos gravados no es substancial. Marco Regulatorio Actual Conforme a la legislación brasileña, el gobierno brasileño es propietario de todas las reservas de crudo y gas natural de Brasil. Entre 1953 y 1997, el gobierno brasileño tenía el monopolio de la investigación, exploración, producción, refinación y transporte de crudo y productos derivados del petróleo en Brasil y en su plataforma continental, sujeto sólo al derecho de las compañías que en 1953 se dedicaban a la refinación y distribución de productos derivados del petróleo a continuar desempeñando dichas actividades. El gobierno brasileño nos designó representantes exclusivos para la explotación del monopolio del gobierno, incluyendo la importación y exportación de petróleo crudo y productos derivados del petróleo. En virtud de acuerdos de concesión tenemos derecho a explotar reservas de crudo y gas en Brasil pero conforme a la legislación brasileña el gobierno brasileño es propietario de todas las reservas. En el Item 4. “Información sobre la Compañía” se incluye una descripción de nuestras reservas y fuentes de crudo y gas natural, principales activos tangibles y los principales planes de ampliación y modernización de nuestras instalaciones. En 1995, como parte de una reforma integral del sistema regulatorio del sector de petróleo y gas, el Congreso brasileño realizó una reforma constitucional por medio de la cual se autorizó al gobierno brasileño a contratar empresas públicas o privadas para llevar a cabo las actividades relacionadas con los segmentos upstream y downstream del sector de petróleo y gas natural de Brasil. La reforma fue implementada mediante la sanción de la Ley de Petróleo que estableció un nuevo marco regulatorio, puso fin a la exclusividad y autorizó la libre competencia en todas las áreas de la industria del petróleo y del gas en Brasil. A partir de ese momento, hemos operado en un ámbito de desregulación gradual y de creciente competencia. PifCo PifCo no arrienda ni es propietaria de bienes de uso significativos. Reglamentación de la Industria del Petróleo y el Gas en Brasil Análisis sobre Posibles Modificaciones en la Ley de Petróleo El reciente descubrimiento de una importante cantidad de reservas de petróleo y gas natural en la capa geológica anterior al estrato de sal de las Cuencas Campos y Santos ha llevado a analizar posibles modificaciones en la legislación vigente. El gobierno brasileño creó un comité interministerial en virtud del decreto presidencial de fecha 17 de julio de 2008 con el fin de considerar modificaciones en la reglamentación de las actividades de exploración y producción en áreas de la capa geológica anterior al estrato de sal no sujeta a las concesiones existentes. La Presidenta de nuestro Consejo de Administración, Dilma Vana Rousseff, y nuestro Presidente, J.S. Gabrielli de Azevedo, son miembros del comité. El comité aún no ha efectuado una recomendación formal al gobierno brasileño en relación con este tema. La Ley de Petróleo también creó un ente regulador independiente, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Combustibles Renovables (ANP). La función de la ANP es regular la industria del petróleo, del gas natural y de los combustibles renovables en Brasil y crear un ámbito competitivo en el sector del petróleo y el gas. Sus principales responsabilidades incluyen: regular los términos de concesión para el desarrollo upstream y otorgar nuevas concesiones de exploración. La Ley de Petróleo nos otorgó el derecho exclusivo a explotar las reservas de crudo de todos los yacimientos en los que ya habíamos iniciado la 72 producción por un período de 27 años contado a partir de la fecha en que los mismos fueron declarados comercialmente rentables. Este período inicial de 27 años para producción puede ser ampliado, a solicitud del concesionario y sujeto a la aprobación de la ANP. La Ley de Petróleo también estableció un marco procesal para reclamar derechos exclusivos de exploración durante un período máximo de tres años, que posteriormente fue ampliado a cinco años, en relación con áreas en las que podíamos demostrar que teníamos “perspectivas de producción” antes de la sanción de la Ley de Petróleo. A fin de efectivizar nuestro reclamo de exploración y desarrollo de esas áreas, debíamos demostrar que teníamos la capacidad financiera requerida para llevar a cabo esas actividades, ya sea en forma individual o a través de convenios de cooperación. En marzo de 2009, el Congreso brasileño promulgó una ley en virtud de la cual se regulaban las actividades de la industria del gas, incluyendo transporte y comercialización. La Ley de Gas creó un sistema de concesiones para la construcción y operación de nuevos gasoductos para el transporte de gas natural, y a la vez mantuvo un sistema de autorizaciones para gasoductos sujetos a acuerdos internacionales. De acuerdo con la Ley de Gas, luego de un determinado período de exclusividad, los operadores deberán otorgar acceso a gasoductos de transporte y terminales marítimas, excepto terminales de GNL, a terceros con el fin de maximizar la utilización de la capacidad. Las autorizaciones previamente emitidas por la ANP para el transporte de gas natural continuarán vigentes por 30 años a partir de la fecha de publicación de la Ley de Gas, y se otorgó a las compañías transportadoras iniciales la exclusividad en estos gasoductos durante 10 años. La ANP emitirá reglamentaciones que regulan el acceso de terceros y la remuneración de las compañías de transporte en caso de que no se llegara a un acuerdo entre las partes. mantenimiento de la planta y de los gasoductos a distribuidores de gas locales, pero no se les exige firmar acuerdos de suministro de gas con los distribuidores de gas locales. Véase el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras—Liquidez y Recursos de Capital ‐ Petrobras” en relación con información sobre las reglamentaciones que regulan nuestro presupuesto y el proceso de planificación estratégica. Dado que Brasil no es miembro de la OPEP, ni Brasil ni nosotros estamos sujetos a los lineamientos de la OPEP. Sin embargo, dado que la OPEP ejerce influencia sobre los precios internacionales del crudo, nuestros precios se ven afectados, ya que están vinculados a los precios internacionales del crudo. Hemos sido invitados a participar de las reuniones de la OPEP en calidad de observadores. Regulación de Precios Hasta la sanción de la Ley de Petróleo en 1997, el gobierno brasileño estaba autorizado a regular todos los aspectos de determinación de precios del petróleo, productos derivados del petróleo, etanol, gas natural, energía eléctrica y otras fuentes de energía. En 2002, el gobierno brasileño eliminó el control de los precios del crudo y de los productos derivados del petróleo, aunque retuvo el control sobre determinados contratos de venta de gas natural y la electricidad. Además, en 2002, el gobierno brasileño estableció un impuesto a ser aplicado a la venta e importación de crudo, derivados del petróleo y gas natural (Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico, Contribución de Intervención en el Sector Económico ‐ CIDE). En 2009, la Ley de Gas autorizó a la ANP a regular los precios para la utilización de los gasoductos sujeto al nuevo sistema de concesiones, en base a un procedimiento definido en la Ley de Gas denominado “chamada pública” y aprobar precios presentados por las transportadoras, de acuerdo a criterios previamente establecidos, para la utilización de nuevos gasoductos sujeto al sistema de autorizaciones. La Ley de Gas también autorizó a algunos consumidores, que pueden comprar gas natural en el mercado abierto u obtener sus propios suministros de gas natural, a construir instalaciones de distribución y gasoductos para su propio uso en el caso de que los distribuidores de gas locales controlados por los estados, que tienen el monopolio de la distribución local del gas, no satisfagan sus necesidades de distribución. Se exige a estos consumidores delegar la operación y 73 Reglamentación sobre Exploración y Desarrollo ANP tiene en cuenta también los riesgos geológicos y los niveles de productividad estimados para cada concesión. Prácticamente la totalidad de nuestra producción de crudo está gravada con la regalía máxima. De acuerdo con la Ley de Petróleo y los contratos de concesión con la ANP, debemos pagar al gobierno lo siguiente: • • • • Tasa de adjudicación pagada al momento de celebración del contrato de concesión, que se basa en el monto de la oferta ganadora, sujeto a la tasa de adjudicación mínima publicada en el correspondiente pliego de licitación; La Ley de Petróleo también exige que los concesionarios de yacimientos en tierra paguen al propietario de la tierra una tarifa especial de participación que oscila entre el 0,5% y el 1% de los ingresos operativos netos resultantes de la producción del yacimiento. Impuestos locativos anuales pagados por la ocupación o retención de áreas disponibles para la exploración y producción, a una tarifa establecida por la ANP en el pliego de licitación correspondiente calculada en base al tamaño, ubicación y características geológicas de los bloques de la concesión; Reglamentaciones Ambientales Todas las etapas del negocio de petróleo y gas natural presentan riesgos y peligros ambientales. Nuestras instalaciones en Brasil están sujetas a una amplia variedad de leyes, reglamentaciones y solicitudes de licencias federales, estaduales y municipales, relacionadas con la protección de la salud humana y el medio ambiente. En el ámbito federal, nuestras actividades en mar abierto y las que abarcan áreas de más de un estado del país están sujetas a la autoridad regulatoria del Conselho Nacional do Meio Ambiente (Consejo Nacional del Medio Ambiente o CONAMA) y a la autoridad administrativa del Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA), que otorga las licencias de operación y perforación. El mantenimiento de la licencia exige la presentación de informes ante el IBAMA, incluidos informes sobre control de seguridad y contaminación (IOPP). Las condiciones ambientales, de salud y de seguridad en tierra se controlan a nivel estadual y no federal, y se establecieron responsabilidad objetiva por daño ambiental, mecanismos para exigir el cumplimiento de las normas ambientales y requisitos de obtención de licencias para las actividades que generen contaminación. Impuesto por participación especial a una tasa que oscila entre el 0 y el 40% de los ingresos operativos netos resultantes de la producción del yacimiento. En 2008, pagamos este impuesto sobre 21 yacimientos, incluyendo Marlim, Albacora, Roncador, Leste do Urucu, Rio Urucu, Canto do Amaro, Marimbá, Marlim Sul, Namorado, Carapeba, Pampo, Albacora Leste, Barracuda, Caratinga, Cherne, Miranga, Carmópolis, Espadarte, Jubarte, Peroá y Golfinho. Los ingresos netos consisten en los ingresos brutos menos regalías pagadas, inversión en exploración, costos de operación y ajustes por depreciación e impuestos aplicables. El impuesto por participación especial utiliza como referencia los precios internacionales del crudo convertidos a reales al tipo de cambio vigente; y Las personas físicas o jurídicas cuya conducta o actividad provoque daños al ambiente están sujetas a sanciones administrativas y penales. Los organismos gubernamentales de protección ambiental también pueden imponer sanciones administrativas a los que no cumplan las leyes y normas ambientales, sanciones que pueden ser, entre otras, las siguientes: regalías, generalmente del 5% y 10% del valor de producción, sobre los precios de referencia del petróleo crudo o el gas natural establecidos en los pliegos de licitación correspondientes y en el contrato de concesión. Al calcular las regalías, la • 74 multas; • suspensión parcial o total de las actividades; • obligación de financiar trabajos de recuperación y proyectos ambientales; • pérdida o restricción de incentivos o beneficios impositivos; • cierre del establecimiento o del emprendimiento; y • suspensión temporal o definitiva de la participación en líneas de crédito ofrecidas por las entidades oficiales de crédito. específico, tal como obtención de licencias y compensación ambiental, emisiones y cambio climático y gestión de salud. También hemos creado un Comité Ambiental compuesto por tres miembros del Consejo de Administración. El Comité es responsable, entre otros temas, de: (i) supervisar y abordar cuestiones ambientales y de seguridad en el trabajo que afecten a la Compañía; (ii) establecer objetivos ambientales mensurables y garantizar su cumplimiento; y (iii) recomendar a nuestro Consejo de Administración, si fuera necesario, cambios en la política ambiental, de salud y seguridad. El reglamento interno del Comité Ambiental aún está sujeto a la aprobación de nuestro Consejo de Administración. Estamos sujetos a una serie de procesos administrativos y demandas civiles y penales relacionados con cuestiones ambientales. Véase el Item 8. “Información Financiera ‐ Procesos Legales ‐ Reclamos Ambientales.” Las acciones de Petrobras para abordar cuestiones relacionadas con la salud, la seguridad y el medio ambiente y garantizar que se cumplan las normas ambientales, incluyen: En 2008, invertimos aproximadamente U$S1.075 millones en proyectos relacionados con el medio ambiente en comparación con aproximadamente U$S1.015 millones invertidos en 2007 y U$S645 millones en 2006. Estas inversiones se destinaron principalmente a la reducción de emisiones y desechos resultantes de procesos industriales, tratamiento de agua y efluentes, saneamiento de áreas afectadas, implementación de nuevas tecnologías ambientales, modernización de oleoductos y mejora de nuestra capacidad de responder a situaciones de emergencia. • el programa PEGASO para modernizar nuestros oleoductos y gasoductos y otros equipos, implementar nuevas tecnologías, mejorar nuestra respuesta ante situaciones de emergencia, reducir emisiones y residuos y evitar accidentes ambientales. Desde abril de 2000 a diciembre de 2008, invertimos aproximadamente U$S5.003 millones en este programa, incluido el Programa de Integridad de Conductos (Programa de Integridade de Dutos) a través del cual inspeccionamos y mejoramos nuestros conductos. En 2008, invertimos aproximadamente U$S355 millones en el programa PEGASO; • una nueva política y lineamientos corporativos de SSMA, centrados en principios de desarrollo sustentable, cumplimento de la legislación e indicadores de desempeño ambiental; • diez centros de protección ambiental y trece bases de avanzada para la prevención, el control y la respuesta ante derrames de petróleo; planes para contingencias locales y regionales, en tierra y en mar abierto, Iniciativas relacionadas con la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente La protección de la salud humana y del medio ambiente es una de nuestras principales preocupaciones y es esencial para nuestro éxito como empresa integrada de energía. Petrobras cuenta con un Comité de Gestión de Salud, Seguridad y Medio Ambiente (SSMA), compuesto por gerentes ejecutivos de los diferentes segmentos de negocio y consejeros de nuestras subsidiarias BR Distribuidora, Transpetro y Petrobras Biocombustível. La tarea de este Comité de Gestión de SSMA está respaldada por cuatro comisiones permanentes y cuatro subcomisiones así como también por grupos de trabajo temporarios, cada uno de los cuales está a cargo de un tema de SSMA 75 que involucran a los servicios públicos y las comunidades para abordar derrames de petróleo; tres buques dedicados a la recuperación de petróleo (OSRV) totalmente equipados para controlar derrames de petróleo y extinguir incendios; • Asimismo, realizamos estudios ambientales en relación con todos nuestros nuevos proyectos conforme lo exige la legislación ambiental brasileña, y nuestro departamento de SSMA evalúa todos los proyectos cuyo presupuesto supere los U$S25 millones para garantizar el cumplimiento de los requisitos de SSMA y la adopción de las mejores prácticas de SSMA durante el ciclo de vida del proyecto. certificaciones ISO 14001 (medio ambiente) y OHSAS 18001 (salud y seguridad) de nuestras unidades operativas. A diciembre de 2008, Petrobras obtuvo 38 certificaciones en relación con sus unidades operativas en Brasil y unidades en el exterior. Debido a que algunas de estas certificaciones cubren más de una unidad, la cantidad total de unidades certificadas es de 183 en Brasil y 20 en el exterior. Desde diciembre de 1997, la Flota Nacional de Petroleros (Frota Nacional de Petroleiros) ha sido totalmente certificada conforme al Código Internacional de Gestión de Seguridad Operativa de Buques y Prevención de Contaminación (Código ISM) de la IMO (Organización Marítima Internacional); • la participación regular y activa conjuntamente con el Ministerio de Minas y Energía brasileño y el IBAMA, incluyendo la negociación de nuevas reglamentaciones de compensación ambiental y el análisis de cuestiones relativas al medio ambiente relacionadas con nuevos gasoductos, proyectos de producción de petróleo y gas y otros aspectos de nuestras operaciones. • Un nuevo proyecto estratégico de “Cambio Climático” destinado a la implementación de los más elevados estándares de la industria de la energía en relación con el manejo de gases de efecto invernadero. Mediante la reducción del impacto ambiental de nuestras operaciones, contribuiremos a nuestra sustentabilidad y mitigaremos los efectos del cambio climático global. En 2008, los derrames de crudo de la Compañía totalizaron 115.179 galones de petróleo crudo comparado con 101.970 galones de petróleo crudo en 2007 y 77.402 galones en 2006. Continuamos evaluando y desarrollando iniciativas para abordar cuestiones relacionadas con SSMA y reducir nuestra exposición a riesgos asociados con SSMA. Seguro Nuestros programas de seguro se centran principalmente en la evaluación de riesgos y la reposición del valor de los activos, que consideramos habitual para nuestra industria. De acuerdo con nuestra política de gestión de riesgos, los riesgos relacionados con nuestros principales activos, tales como refinerías, buques petroleros, flota y plataformas de producción y perforación en mar abierto están asegurados a su valor de reposición por compañías de seguro brasileñas. Si bien las pólizas se emiten en Brasil, la mayor parte de ellas se reaseguran en el exterior con compañías de reaseguro con calificación A‐ o superior, otorgada por la calificadora Standard & Poor, o con calificación B+ o superior, otorgada por A.M. Best. Algunas de nuestras operaciones internacionales están aseguradas o reaseguradas por Bear Insurance Company Limited, nuestra subsidiaria constituida conforme a las leyes de Bermudas, en base a los mismos criterios de calificación. Los activos de menor valor, tales como pequeños barcos auxiliares, instalaciones de almacenamiento y edificios administrativos, se autoaseguran. No contamos con cobertura por interrupción de nuestras operaciones, excepto en relación con una pequeña parte de nuestras operaciones internacionales y algunos activos específicos en Brasil. Tampoco tenemos cobertura para nuestros pozos en prácticamente ninguna de 76 La prima por renovación de nuestra póliza por riesgos a la propiedad local por un plazo de 12 meses contado a partir de junio de 2008 fue de U$S27,9 millones, lo que representó un aumento del 7% respecto del precio correspondiente al período precedente de 12 meses. El incremento se debió principalmente a la suba del valor asegurado de nuestros activos, el cual aumentó 28% de U$S48.000 millones a U$S61.000 millones en el mismo período. A partir de 2001, la contratación de seguros de riesgo de la Compañía se incrementó y la franquicia deducible de la Compañía podría alcanzar, en algunos casos, los U$S50 millones. nuestras operaciones en Brasil. Hemos contratado cobertura de responsabilidad civil en relación con actividades en tierra y mar abierto, incluidos los riesgos ambientales tales como derrames de petróleo. Si bien la mayoría de nuestras tuberías no se encuentra asegurada, contamos con una cobertura por pérdidas y daños a terceros que se generan a partir de incidentes específicos, y contra la contaminación con petróleo. También hemos contratado cobertura contra riesgos relacionados con el transporte, el casco y la maquinaria. Todos los proyectos y las instalaciones en construcción cuya pérdida máxima calculada sea superior a U$S50 millones están cubiertos por una póliza de construcción. Item 4A. Comentarios no resueltos del Personal No aplicable. Item 5. Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras petróleo que se adquieren, producen y refinan en el exterior; y Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones El siguiente análisis de la situación financiera y de los resultados de las operaciones de la Compañía deberá leerse junto con los estados contables consolidados auditados y las notas correspondientes, a partir de la página F‐2 de este informe anual. • Los gastos de la Compañía comprenden: Información General • costos de ventas (compuestos por costos de mano de obra, costos operativos y adquisición de crudo y productos derivados del petróleo); mantenimiento y reparación de bienes de uso; depreciación y amortización de activos fijos; agotamiento de yacimientos petrolíferos; y costos de exploración; • gastos de comercialización (que incluyen gastos de transporte y distribución de nuestros productos) y gastos generales y de administración; y • gastos por intereses y pérdidas monetarias y por diferencia de cambio. Los ingresos de la Compañía provienen de: • • • otras fuentes, incluidos servicios, ingresos por inversiones y ganancias por diferencia de cambio. ventas en Brasil, que consisten principalmente en ventas de productos derivados del petróleo (tales como diesel, gasolina comercial, combustible para aviones, nafta, fuel oil y gas licuado de petróleo), gas natural, etanol, electricidad y productos petroquímicos; ventas por exportaciones, que consisten principalmente en ventas de crudo y derivados del petróleo; ventas internacionales (no incluye ventas por exportaciones), que consisten en ventas de crudo, gas natural y productos derivados del Las variaciones en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía son el resultado de una combinación de factores, tales como: 77 • el volumen de crudo, productos derivados del petróleo y gas natural que la Compañía produce y vende; • la variación de los precios internacionales del crudo y de los productos derivados del petróleo, que se encuentran denominados en dólares estadounidenses; • la variación de los precios internos del crudo y de los productos derivados del petróleo, que se encuentran denominados en reales; • las variaciones en los tipos de cambio real/dólar estadounidense y peso argentino/dólar estadounidense; y • el monto de impuestos sobre la producción que debe pagar la Compañía por sus operaciones. directamente nuestros resultados financieros. Sin embargo, cuando se incremente la producción de crudo y aumenten las exportaciones, la producción de crudo tendrá una mayor importancia relativa. Los precios de los productos derivados del petróleo varían con el transcurso del tiempo en función de muchos factores, entre ellos el precio del crudo. En el largo plazo, nuestro objetivo es vender nuestros productos en Brasil a precio de paridad internacional. Sin embargo, no ajustamos los precios de nuestra gasolina comercial, diesel y GLP para reflejar la volatilidad a corto plazo en los mercados internacionales. En consecuencia, reducciones o aumentos rápidos o sostenidos significativos en el precio internacional del crudo y de los productos derivados del petróleo pueden dar como resultado márgenes de downstream substancialmente diferentes a aquellos de otras compañías petroleras internacionales integradas, en un período económico específico. El precio promedio del barril de crudo Brent, el petróleo de referencia del mercado internacional, fue de aproximadamente U$S96,99 en 2008, U$S72,52 en 2007 y U$S65,14 en 2006. En diciembre de 2008, el precio promedio del barril de crudo Brent fue de U$S41,58. Durante el primer trimestre de 2009, los precios del crudo promediaron los U$S45,04 por barril. En mayo de 2008 anunciamos incrementos del 10% en el precio de la gasolina comercial y del 15% en el diesel en el mercado local para reflejar los precios internacionales de los productos derivados del petróleo durante el primer semestre de 2008. Estos aumentos fueron parcialmente compensados por una reducción del CIDE por parte del gobierno brasileño en porcentajes similares. Volúmenes de Venta y Precios La rentabilidad de las operaciones de la Compañía en un período contable determinado está relacionada con el volumen y el precio de venta del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural que vende. En 2008, las ventas netas consolidadas ascendieron a aproximadamente 1.227.106 miles de barriles de petróleo equivalente que representan ingresos operativos netos por U$S118.257 millones, comparado con 1.182.235 miles de barriles de petróleo equivalente correspondientes a ingresos operativos netos por U$S87.735 millones en 2007, y aproximadamente 1.104.723 miles de barriles de petróleo equivalente correspondientes a ingresos operativos netos por U$S72.347 millones en 2006. Durante 2008, aproximadamente el 60,9% de nuestros ingresos operativos netos correspondieron a la venta de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo en Brasil comparado con el 69,2% en 2007 y el 69,7% en 2006. Como consecuencia del aumento de los volúmenes exportados de petróleo crudo y productos derivados del petróleo se produjo una disminución de las ventas internas como porcentaje de los ingresos operativos netos. En calidad de empresa verticalmente integrada, procesamos la mayor parte de nuestra producción de crudo en nuestras refinerías y vendemos los productos derivados del petróleo refinados principalmente en el mercado interno brasileño. Por lo tanto, son los precios de los productos derivados del petróleo y no los precios del petróleo crudo, los que afectan más 78 Los ingresos de la Compañía provienen principalmente de las ventas en Brasil. El siguiente cuadro presenta las ventas internas por volumen de productos derivados del petróleo, gas natural y etanol correspondientes a 2008, 2007 y 2006: Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 Volumen Productos energía: Gasolina para automotores .................................. Diesel..................................................................... Etanol ................................................................... Fuel oil (incluyendo combustible bunker) ............ Gas licuado de petróleo........................................ Total de productos de energía.............................. Productos no energía: Nafta petroquímica............................................... Otros ..................................................................... Total de productos no energía.............................. Gas Natural (barriles de petróleo equivalente) ........ Subtotal..................................................................... Ventas netas ‐ Distribución....................................... Ventas netas intersegmento.................................... Total mercado brasileño .......................................... Ventas netas de exportación .................................... Ventas netas internacionales.................................... Otros ......................................................................... Subtotal..................................................................... Servicios .................................................................... Ventas netas consolidadas....................................... (1) (miles de barriles, salvo especificación en contrario) 114.544 273.877 34 35.541 77.796 501.792 55.135 112.198 167.333 114.100 783.225 254.971 (247.738) 790.458 235.349 141.586 59.713 436.648 — 1.227.106 Precio Promedio Neto 2007 Ingresos Operativos Netos Volumen Precio Promedio Neto 2006 Ingresos Operativos Netos Volumen Precio Promedio Neto Ingresos Operativos Netos (U$S) (1) (millones de (miles de (U$S) (millones de (miles de (U$S) (millones de U$S) barriles, salvo U$S) barriles, salvo U$S) (1) (1) especificación especificación en contrario) en contrario) 91,4 10.474 109.654 83,73 9.181 112.541 73,86 8.312 109,65 30.030 257.304 96,42 24.809 245.159 83,65 20.507 58,82 2 62 80,65 5 59 67,80 4 82,29 2.925 38.647 55,89 2.160 36.340 47,47 1.725 45,42 40,36 36,00 75.326 73.382 3.533 3.040 2.642 46.964 480.993 39.195 467.481 33.190 80,91 4.461 60.609 73,92 4.480 60.197 63,31 3.811 104,77 84,91 63,09 11.755 8.569 6.080 100.920 96.369 16.216 13.049 9.891 161.529 156.566 44,64 31,27 26,27 5.093 2.831 2.334 90.520 88.839 87,17 68.273 733.042 55.075 712.886 63,71 45.415 121,21 30.904 229.941 99,56 22.894 204.649 91,46 18.718 109,42 78,29 69,89 (27.107) (17.241) (13.692) (220.208) (195.903) 91,17 742.775 81,76 60.728 721.632 69,90 50.441 72.070 83,31 19.607 225.570 73,20 16.512 259.630 55,39 14.381 129,74 18.370 134.949 35,12 4.739 73.363 62,72 4.601 101,73 65,67 47,87 6.075 5.184 2.398 78.941 50.098 100,89 439.460 60,15 26.435 383.091 55,81 21.380 44.052 — — — 2.135 572 526 — — 118.257 87.735 72.347 1.182.235 1.104.723 Precio promedio neto calculado dividiendo las ventas netas por el volumen anual. en Brasil. Véase la Nota 3 a los estados contables consolidados auditados de la Compañía. Efecto de los Impuestos sobre las Ganancias de la Compañía Además de los impuestos que debemos pagar en nombre de los consumidores a los gobiernos federales, estaduales y municipales, tales como el Impuesto sobre Circulación de Mercaderías y Servicios (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços o ICMS), debemos pagar tres tipos de cargas principales sobre nuestras actividades de producción de petróleo en Brasil: regalías, impuesto por participación especial e impuestos locativos. Véase el Item 4. “Información sobre la Compañía – Reglamentación de la Industria del Petróleo y del Gas en Brasil – Reglamentación sobre Exploración y Desarrollo” y el Item 3. “Información Clave – Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con Brasil”. Inflación y Variación del Tipo de Cambio Inflación Desde la introducción del real como moneda de curso legal en Brasil en julio de 1994, la inflación en este país se mantuvo relativamente estable. La inflación fue del 5,90% en 2008, 4,46% en 2007 y 3,14% en 2006 medida por el IPCA (Indice de Precios al Consumidor – Amplio). La inflación ha afectado y probablemente continúe afectando nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones. Variación del Tipo de Cambio Desde que la Compañía adoptó el real como moneda funcional en 1998, las fluctuaciones en el valor del real con respecto al dólar han tenido múltiples efectos en los resultados de nuestras operaciones. Estos impuestos aplicados por el gobierno brasileño se incluyen en el costo de las mercaderías vendidas. Además, estamos sujetos al pago de una alícuota del 25% en concepto de impuesto a las ganancias y del 9% en concepto de cargas sociales, que es la alícuota estándar aplicada a las empresas La moneda que se utiliza para presentar informes financieros para todos los períodos es el 79 dólar estadounidense. La Compañía mantiene los registros financieros en reales y convierte los estados contables a dólares al tipo de cambio promedio correspondiente al período. Si bien prácticamente todos los ingresos de la Compañía son en reales, dichos ingresos han estado y continúan estando vinculados a los precios internacionales que toman como base el dólar, dado que prácticamente todas nuestras ventas son de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo. Cuando el real se aprecia frente al dólar, como sucedió desde 2003 hasta el primer semestre de 2008, se produce en general un aumento en los ingresos y gastos en dólares estadounidenses. Cuando el real se aprecia, los precios de nuestros productos en reales pueden mantenerse constantes, mientras que aumentan en términos de dólar. flujo de efectivos dado que nuestros ingresos y ganancias en efectivo están en gran medida vinculados al dólar y una parte de nuestros gastos operativos están vinculados al real. Véase la Nota 2 a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 en relación con una descripción de la conversión de montos en reales a dólares estadounidenses. La variación del tipo de cambio también afecta el monto de las utilidades no asignadas, disponibles para distribución, al ser calculadas en dólares. Los montos indicados como disponibles para distribución en los registros contables reglamentarios son calculados en reales y confeccionados de conformidad con los principios contables brasileños y disminuyen o aumentan al ser calculados en dólares cuando el real se aprecia o deprecia frente al dólar. Además, la variación del tipo de cambio genera ganancias y pérdidas por diferencia de cambio que se incluyen en los resultados de las operaciones determinados de conformidad con los principios contables brasileños y que afectan el monto de nuestras utilidades no asignadas, disponibles para distribución. A comienzos del segundo semestre de 2008, el real registró una fuerte depreciación frente al dólar. Sin embargo, considerando el tipo de cambio promedio anual, el real se apreció 5,7% frente al dólar en 2008 en comparación con una apreciación del 10,5% en 2007 y del 10,7% en 2006. Cuando el real se debilita frente al dólar, nuestros precios en dólares disminuyen, a menos que aumentemos los precios. Resultados de las Operaciones Las diferencias en los resultados de las operaciones entre un año y otro son el resultado de una combinación de factores, entre los que se incluyen los siguientes: el volumen de crudo, productos derivados del petróleo y gas natural que producimos y vendemos, el precio al que vendemos el crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural y la diferencia entre la tasa de inflación brasileña y la devaluación o apreciación del real frente al dólar. Los ajustes por conversión de moneda extranjera tienen un impacto significativo sobre el balance de una compañía como la nuestra, cuyos activos están principalmente denominados en reales, pero cuyo pasivo está principalmente denominado en moneda extranjera. El valor de los activos disminuye cuando se deprecia el real. Las variaciones en el valor de los activos se imputan al patrimonio neto, pero no afectan necesariamente el 80 El siguiente cuadro presenta la variación de cada una de estas variables durante los tres últimos ejercicios: Producción de Petróleo Crudo y LGN (mbbl/d): Brasil ........................................................................................................ Internacional ............................................................................................ Producción internacional no consolidada(1) ..................................... Producción total de petróleo crudo y LGN ...................................................... 2008 2007 2006 1.855 111 13 1.979 1.792 112 14 1.918 1.778 130 12 1.920 Variación de la producción de petróleo crudo y LGN ..................................... Precio de venta promedio de crudo (barriles en U$S): Brasil ........................................................................................................ Internacional ............................................................................................ Producción de gas natural (mmcf/d): Brasil ........................................................................................................ Internacional ............................................................................................ Producción internacional no consolidada (1) .................................... Producción total de gas natural....................................................................... 3,2% 81,55 63,16 1.926 594 6 2.526 (0,1)% 61,57 50,46 1.638 648 12 2.298 4,0% 54,71 44,02 1.660 595 12 2.267 Variación de la producción de gas natural (vendida únicamente)................... Precio de venta promedio del gas natural (miles de pies cúbicos en U$S): Brasil ........................................................................................................ Internacional ............................................................................................ Tipo de cambio al cierre del ejercicio (Reales/U$S)......................................... Apreciación (depreciación) durante el ejercicio(2).......................................... Tipo de cambio promedio correspondiente al ejercicio (Reales/U$S)............. Apreciación (depreciación) durante el ejercicio(3).......................................... Tasa de inflación (IPCA) ................................................................................... 9,9% 6,69 2,84 2,34 (31,9%) 1,84 5,7% 5,9% 1,4% 5,86 2,68 1,77 17,2% 1,95 10,5% 4,5% 2,2% 2,61 2,16 2,14 8,7% 2,18 10,7% 3,1% (1) Empresas no consolidadas en Venezuela. (2) Considerando el tipo de cambio al cierre del ejercicio. (3) Considerando el tipo de cambio promedio correspondiente al ejercicio. Resultados de las Operaciones—2008 comparado con 2007 actual. Estas reclasificaciones no han tenido impacto alguno sobre nuestros resultados. Prácticamente la totalidad de los ingresos y gastos correspondientes a nuestras actividades en Brasil están denominados y son pagaderos en reales. Cuando el real se aprecia frente al dólar, como ocurrió en 2008 (5,7%) y en 2007 (10,5%), se produce un aumento general de los ingresos y gastos cuando se encuentran expresados en dólares. Sin embargo, la apreciación del real frente al dólar afecta de diferentes maneras los rubros analizados a continuación. La siguiente comparación entre los resultados de las operaciones de 2008 y 2007 se ve afectada por el aumento del valor del real frente al dólar durante dicho período. Véase la Nota 2 a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, en relación con información más detallada acerca de la conversión de los montos en reales a dólares. Ingresos Los ingresos operativos netos aumentaron 34,8% a U$S118.257 millones en 2008 de U$S87.735 millones en 2007. Este aumento correspondió principalmente al incremento del 28,8% en los precios promedio de nuestros productos tanto en el mercado brasileño como en el mercado internacional y al aumento del 5,5% en el volumen de ventas en Brasil. Las ventas consolidadas de productos y servicios aumentaron 30,3% a U$S146.529 millones en 2008 comparado con U$S112.425 millones en 2007 debido a los incrementos antes mencionados. Las ventas de productos y servicios incluyen los siguientes montos que pagamos al gobierno federal o estadual: Algunos montos correspondientes a ejercicios anteriores han sido reclasificados para ajustarlos a las normas de presentación del ejercicio • 81 Impuesto al valor agregado, aportes al Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (Programa de Ahorros del Empleado Público o PASEP), Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (Aporte para la Financiación del Sistema de Seguridad Social o COFINS) y otros impuestos sobre las ventas y servicios y cargas sociales. Estos impuestos aumentaron 21,2% a U$S25.046 millones en 2008 de U$S20.668 millones en 2007, debido principalmente al incremento en los precios y volúmenes de venta; y • millones en 2008 en comparación con U$S3.430 millones en 2007, y un impuesto por participación especial (un impuesto extraordinario que debe pagarse en caso de que haya una elevada producción o rentabilidad en nuestros yacimientos), que aumentó 47,3% a U$S5.792 millones en 2008 de U$S3.933 millones en 2007. El incremento en los impuestos y cargas a la producción en 2008 se debió principalmente al aumento del 35% en el precio internacional del crudo, que se utiliza para determinar el precio de referencia para el cálculo de las regalías (U$S3.087 millones del total) y, en menor medida, una mayor producción a partir de los nuevos sistemas de producción, principalmente en los yacimientos Roncador y Espadarte (U$S467 millones del total); y CIDE, impuesto a las transacciones pagadero al gobierno brasileño, que disminuyó 19,8% a U$S3.226 millones en 2008 de U$S4.022 millones en 2007, debido a que el gobierno brasileño redujo las tasas sobre las ventas de gasolina y diesel en mayo de 2008, cuando aumentamos los precios de dichos productos. Costo de Ventas (Excluyendo Agotamiento y Amortización) • Depreciación, Los costos de ventas correspondientes a 2008 aumentaron 46,3% a U$S72.865 millones de U$S49.789 millones en 2007. Este incremento se produjo básicamente como consecuencia de: • un aumento del 37,4% (U$S6.318 millones) en el costo de las importaciones debido a un incremento de 51% en los precios promedio y del 5,9% en los volúmenes; • un aumento del 81,4% (U$S4.111 millones) en los costos relacionados con nuestras actividades comerciales internacionales debido al mayor volumen de operaciones en mar abierto de PifCo; • un aumento del 11,2% (U$S3.524 millones) en los costos relacionado con un mayor volumen de ventas en el mercado brasileño. Depreciación, Agotamiento y Amortización Calculamos la depreciación, el agotamiento y la amortización de la mayoría de nuestros activos de exploración y producción en función del método de unidades de producción. Los gastos por depreciación, agotamiento y amortización aumentaron 6,9% a U$S5.928 millones en 2008 de U$S5.544 millones en 2007. Este incremento se atribuyó a mayores inversiones y un aumento en la producción local de petróleo y gas. Exploración, incluyendo Pozos Exploratorios Secos Los costos de exploración, incluidos los costos de pozos exploratorios secos, aumentaron 24,7% a U$S1.775 millones en 2008 en comparación con U$S1.423 millones en 2007. Este incremento se debió principalmente a un aumento en los gastos de U$S520 millones relacionado con la imputación a pérdida de pozos secos y económicamente inviables en Brasil como consecuencia de: un aumento del 47,9% (U$S3.554 millones) en los impuestos y cargas a la producción que totalizaron U$S10.975 millones en 2008 comparado con U$S7.420 millones en 2007. Los impuestos y cargas a la producción incluyen regalías, que se incrementaron 49,4% a U$S5.124 82 • mayor cantidad de pozos perforados como resultado de nuestro programa de inversiones; • mayores tarifas diarias y tarifas por servicios; • una menor tasa de éxito de exploración como resultado de la perforación en nuevas áreas de frontera en las Cuencas Santos y Espírito Santo. • Véase las Notas 9(b) y 18(a) a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008. Gastos por Ventas, Generales y Administrativos Los gastos por ventas, generales y administrativos aumentaron 18,9% a U$S7.429 millones en 2008 comparado con U$S6.250 millones en 2007. Estos efectos fueron parcialmente compensados por una disminución de U$S256 millones de los gastos relacionados con pozos secos en las operaciones internacionales. Los gastos por ventas se incrementaron 19% a U$S3.517 millones en 2008 de U$S2.956 millones en 2007. Este aumento se debió principalmente a un incremento de U$S367 millones en los costos de transporte debido principalmente a mayores volúmenes de venta. Desvalorización de Activos de Gas y Petróleo En 2008, registramos un cargo por desvalorización de activos de U$S519 millones, comparado con U$S271 millones en 2007. El cargo por desvalorización de activos correspondiente a 2008 estuvo básicamente relacionado con: • desvalorización por U$S223 millones del valor llave de Pasadena Refining System, nuestra subsidiaria indirecta en los Estados Unidos; y • desvalorización por U$S171 millones en relación con el yacimiento Guajá y otros activos productivos en Brasil debido a la reducción en los precios internacionales del petróleo al cierre del ejercicio. Los gastos generales y administrativos aumentaron 18,8% a U$S3.912 millones en 2008 de U$S3.294 millones en 2007. Excluyendo el impacto de la apreciación del real, el incremento en los gastos de administración se debió principalmente a mayores gastos de personal en 2008 como consecuencia de un aumento en los salarios y en la cantidad de empleados y mayores costos relacionados con servicios de asesoramiento técnico, auditoría y procesamiento de datos en Brasil. Gastos de Investigación y Desarrollo Los gastos de investigación y desarrollo aumentaron 6,8% a U$S941 millones en 2008 de U$S881 millones en 2007. Este incremento se debió principalmente a mayores costos de capacitación e investigación en relación con la producción a partir de reservas existentes y nuevas áreas de exploración. El cargo por desvalorización correspondiente a 2007 estuvo básicamente relacionado con las siguientes inversiones internacionales: • • desvalorización por U$S13 millones en Angola. desvalorización por U$S174 millones en Ecuador debido a los cambios impositivos y legales implementados por el gobierno; Gastos por Beneficios de Empleados Respecto de Participantes no Activos desvalorización por U$S39 millones en los Estados Unidos; y Los gastos por beneficios de empleados respecto de participantes no activos son costos financieros relacionados con costos previstos por los planes de pensión y salud correspondientes a 83 • empleados retirados. Los gastos por beneficios de empleados respecto de participantes no activos disminuyeron 15,1% a U$S841 millones en 2008 de U$S990 millones en 2007. Esta disminución en los gastos por beneficios de empleados respecto de participantes no activos se debió principalmente al incremento del rendimiento previsto sobre los activos del plan según cálculos actuariales a partir de diciembre de 2007. Participación en Resultados de Sociedades No Consolidadas La participación en los resultados de sociedades no consolidadas disminuyó registrando una pérdida de U$S21 millones en 2008 en comparación con una ganancia de U$S235 millones en 2007, debido básicamente a pérdidas provenientes de inversiones en compañías petroquímicas afiliadas, principalmente Quattor Companhia Petroquímica (U$S126 millones) y Braskem S.A. (U$S116 millones), como consecuencia de los gastos por variación del tipo de cambio en relación con la deuda. Otros Gastos Operativos Los otros gastos operativos aumentaron 24,8% a U$S2.665 millones en 2008 de U$S2.136 millones en 2007. Los cambios más significativos entre 2008 y 2007 fueron los siguientes: • un gasto extraordinario de U$S545 millones derivado del ajuste de las existencias a valor de mercado; • un aumento del 96% (U$S169 millones) en los gastos correspondientes a capacidad ociosa en las centrales termoeléctricas, a U$S345 millones en 2008 de U$S176 millones en 2007; • Ingresos Financieros Nuestros ingresos financieros provienen de diversas fuentes, incluidos intereses sobre fondos e inversiones equivalentes. La mayoría de las inversiones equivalentes de la Compañía consisten en títulos a corto plazo del gobierno brasileño, incluidos títulos indexados al dólar estadounidense. También mantenemos depósitos en dólares estadounidenses. un aumento del 37% (U$S87 millones) en los gastos relacionados con la negociación de los contratos colectivos de trabajo, a U$S322 millones en 2008 de U$S235 millones en 2007; • un aumento del 29,4% (U$S62 millones) en los gastos correspondientes a pérdidas y contingencias relacionadas con procesos legales, de U$S211 millones en 2007 a U$S273 millones en 2008; • un aumento del 4% (U$S26 millones) en los gastos correspondientes a relaciones institucionales y proyectos culturales, de U$S649 millones en 2007 a U$S675 millones en 2008; • una disminución del 1,3% (U$S3 millones) en los gastos correspondientes a multas contractuales, de U$S240 millones en 2007 a U$S237 millones en 2008; y una disminución del 12,3% (U$S30 millones) correspondiente a salud, seguridad y medio ambiente (SSMA), de U$S244 millones en 2007 a U$S214 millones en 2008. Los ingresos financieros aumentaron 5,9% a U$S1.641 millones en 2008 en comparación con U$S1.550 millones en 2007. Este incremento se debió principalmente a ganancias provenientes de instrumentos derivados básicamente relacionados con contratos de commodities (U$S517 millones). Este aumento fue parcialmente compensado por una disminución en los ingresos financieros relacionados con inversiones (U$S185 millones) y cuentas a cobrar a clientes (U$S102 millones). En la Nota 13 a los estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, se presenta un detalle de los resultados financieros. Gastos Financieros Los gastos financieros aumentaron 25,3% a U$S848 millones en 2008 comparado con U$S677 millones en 2007, principalmente debido a mayores pérdidas por instrumentos derivados en relación 84 con contratos de divisas (U$S158 millones) y un aumento en los intereses capitalizados (U$S253 millones). Estos aumentos fueron parcialmente compensados por una disminución en los gastos financieros relacionados con el financiamiento de proyectos (U$S304 millones). En la Nota 13 a los estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, se presenta un detalle de los resultados financieros. compensada por un aumento del IOF, impuesto que se paga sobre las transacciones financieras, el 1° de enero de 2008. Otros Egresos, Neto Otros egresos, neto corresponden básicamente a ganancias y pérdidas registradas sobre la venta de activos fijos y otros gastos extraordinarios. Otros egresos, neto totalizaron una pérdida de U$S225 millones en 2008 en comparación con una pérdida de U$S143 millones en 2007, principalmente debido a la imputación a pérdida de U$S77 millones correspondientes al Bloque 31 en Ecuador en el cuarto trimestre de 2008. Variación Monetaria y Cambiaria La variación monetaria y cambiaria generó una ganancia de U$S1.584 millones en 2008 en comparación con una pérdida de U$S1.455 millones en 2007. Esta variación se debe principalmente a una ganancia por diferencia de cambio sobre los activos monetarios netos denominados en dólares estadounidenses, debido a la apreciación del dólar estadounidense frente al real durante el segundo semestre de 2008. Beneficios (Gastos) por Impuesto a las Ganancias Los resultados antes del impuesto a las ganancias y participaciones minoritarias aumentaron 39,9% a U$S26.992 millones en 2008 en comparación con U$S19.299 millones en 2007. El cargo por impuesto a las ganancias aumentó 57,3% a U$S9.259 millones en 2008 en comparación con U$S5.888 millones en 2007. En la Nota 3 a los estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, presentamos la conciliación entre el impuesto a las ganancias calculado sobre la base de las alícuotas establecidas por ley y el calculado sobre la base de las alícuotas efectivamente aplicadas. Otros Impuestos Otros impuestos, que incluyen diferentes impuestos sobre las transacciones financieras, disminuyeron 34,6% a U$S433 millones en 2008 de U$S662 millones en 2007. Esta reducción se atribuye principalmente a la eliminación del CPMF, un impuesto que se paga en relación con determinadas transacciones bancarias, el 1° de enero de 2008. Esta disminución fue parcialmente Resultado Neto por Segmento de Negocio El rendimiento de cada segmento se mide en base al resultado neto. A continuación se incluye un análisis del resultado neto de nuestros seis segmentos de negocio al 31 de diciembre de 2008 en comparación con el correspondiente al 31 de diciembre de 2007. Exploración y Producción ............................................................................... Suministro ....................................................................................................... Distribución ..................................................................................................... Gas y Energía ................................................................................................... Internacional.................................................................................................... Corporativo ..................................................................................................... Eliminaciones................................................................................................... Resultado neto ................................................................................................ 85 Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 2007 (millones de U$S) 21.031 14.072 (1.996) 2.785 839 446 (223) (834) (808) (815) (57) (1.796) (720) 93 18.879 13.138 Exploración y Producción exportación y compra de petróleo crudo como así también la compra y venta de productos derivados del petróleo y etanol. Además, este segmento comprende la división de productos petroquímicos y fertilizantes que incluye inversiones en compañías petroquímicas locales y nuestras dos plantas de fertilizantes locales. El segmento de Exploración y Producción de Petrobras incluye las actividades propias de exploración, desarrollo y producción en Brasil, las ventas y transferencias de crudo en los mercados local e internacional, las transferencias de gas natural a nuestro segmento de Gas y Energía y la venta de productos derivados del petróleo producidos en las plantas procesadoras de gas natural. Nuestro segmento de Suministro generó una pérdida neta de U$S1.996 millones en 2008 en comparación con una ganancia neta de U$S2.785 millones en 2007. El resultado neto consolidado correspondiente a nuestro segmento de Exploración y Producción aumentó 49,5% a U$S21.031 millones en 2008 en comparación con U$S 14.072 millones en 2007, principalmente debido a un aumento en los precios promedio correspondientes a nuestra producción de petróleo local y un incremento del 3,5% en la producción de petróleo y LGN. Estos efectos compensados por: • • fueron Esta disminución se debe principalmente a: parcialmente un aumento en los impuestos a la producción; y un cargo por desvalorización de U$S171 millones en Brasil como resultado de menores precios internacionales a fines de 2008, que afectó las proyecciones futuras, y mayores costos de exploración debido a la imputación a pérdida de pozos secos o económicamente inviables. un aumento en el costo de venta/transferencia de nuestro segmento de Exploración y Producción como resultado de la tendencia de los precios internacionales del petróleo; • un aumento en los costos de productos derivados del petróleo importados en el mercado internacional; • mayores costos de flete como resultado de mayores volúmenes; • un aumento del precio de la nafta; y • el ajuste de las existencias a valor de mercado. La pérdida neta correspondiente a nuestro segmento de Suministro también fue afectada negativamente por nuestra política de precios. Nosotros no ajustamos los precios locales del diesel, la gasolina y el GLP, que constituyen aproximadamente el 60% de nuestros ingresos de downstream, para reflejar la volatilidad a corto plazo en los mercados internacionales. Los costos del petróleo y de los productos derivados del petróleo comprados por nuestro segmento de Suministro reflejan, sin embargo, la volatilidad de los precios internacionales. Durante 2008, nuestros márgenes de downstream disminuyeron mientras que el aumento en los precios de la gasolina y el diesel en el mercado local en mayo de 2008 no compensaron íntegramente los mayores costos del petróleo y de los productos derivados del petróleo durante la mayor parte del ejercicio. Recién en el cuarto trimestre de 2008, cuando los precios El diferencial entre el precio promedio de venta/transferencia del crudo local y el precio promedio del crudo Brent aumentó de U$S10,95 por barril en 2007 a U$S15,44 por barril en 2008. El incremento de la diferencia fue resultado de un incremento similar entre el precio del crudo liviano y el precio del crudo pesado en el mercado internacional, que en cierta medida mitigó los ingresos provenientes del fuerte aumento en el precio internacional del petróleo durante el primer semestre de 2008. Suministro Nuestro segmento de Suministro comprende las actividades de downstream en Brasil, incluyendo refinación, logística, transporte, • 86 internacionales cayeron abruptamente pero nuestros precios de la gasolina y diesel se mantuvieron estables, nuestros precios alcanzaron paridad con los niveles internacionales. reflejando un aumento en los precios de venta; y • Distribución mayores volúmenes de venta de gas natural y electricidad en 2008 en comparación con 2007. Nuestro segmento de Distribución comprende actividades de distribución de productos derivados del petróleo y etanol a cargo de nuestra subsidiaria Petrobras Distribuidora S.A. – BR, en Brasil, de la cual somos accionistas mayoritarios. Estos efectos fueron parcialmente compensados por una previsión por el menor valor de mercado de nuestras existencias de LGN. El resultado neto correspondiente a nuestro segmento de Distribución aumentó 88,1% a U$S839 millones en 2008 en comparación con U$S446 millones en 2007. El segmento Internacional comprende nuestras actividades en otros países que incluyen Exploración y Producción, Suministro, Distribución y Gas y Energía. Este incremento se debió principalmente a: La pérdida neta generada por nuestro segmento Internacional disminuyó 0,9% a U$S808 millones en 2008 en comparación con una pérdida neta de U$S815 millones en 2007. Esta disminución se atribuyó principalmente a un aumento en los márgenes como resultado de un incremento en los precios del petróleo durante los primeros nueve meses de 2008. • mayores volúmenes de venta; y • menores gastos operativos debido a la eliminación del impuesto CPMF y ganancias provenientes de la desafectación de previsiones relacionadas con procesos legales en 2007. Internacional Estos efectos fueron compensados por: Este segmento representó el 34,9% del total del mercado de distribución de combustible de Brasil en 2008 en comparación con el 34,3% en 2007. • el ajuste de las existencias a valor de mercado en los Estados Unidos, Japón y Argentina; • gastos devengados en relación con regalías; • la imputación a pérdida del Bloque 31 en Ecuador; • la amortización completa del valor llave de la Refinería en Pasadena; y • ganancias extraordinarias derivadas de la venta de refinerías bolivianas y compañías argentinas en 2007. Gas y Energía Nuestro segmento de Gas y Energía incluye principalmente la compra, venta, transporte y distribución de gas natural producido en Brasil o importado del exterior. Además, este segmento incluye nuestra participación en el transporte de gas natural, distribución de gas natural y generación termoeléctrica locales. La pérdida neta correspondiente a nuestro segmento de Gas y Energía disminuyó 73,3% a U$S223 millones en 2008 en comparación con una pérdida neta de U$S834 millones en 2007. Esta disminución de nuestra pérdida neta se produjo como resultado de: • Corporativo Nuestro segmento Corporativo comprende actividades financieras no atribuibles a otros segmentos, incluida la administración financiera corporativa, gastos generales relacionados con la administración central y gastos actuariales mayores márgenes en nuestro negocio de gas natural y electricidad, 87 relacionados con nuestros planes de pensión y salud para participantes no activos. Las ventas consolidadas de productos y servicios aumentaron 19,7% a U$S112.425 millones en 2007 comparado con U$S93.893 millones en 2006, debido básicamente a los incrementos antes mencionados. La pérdida neta correspondiente a nuestro segmento Corporativo disminuyó 96,8% a U$S57 millones en 2008 en comparación con una pérdida neta de U$S1.796 millones en 2007, principalmente debido a: • Las ventas de productos y servicios incluyen los siguientes montos que cobramos en nombre del gobierno federal o estadual: un aumento en los ingresos financieros provenientes de ganancias por diferencia de cambio sobre las inversiones internacionales; • menores gastos correspondientes a planes de pensión; y • la eliminación del impuesto CPMF. Estos efectos fueron parcialmente compensados por un aumento en los gastos por ventas, generales y administrativos, derivado principalmente de mayores gastos relacionados con el personal. • impuesto al valor agregado, cargas sociales pagaderas sobre las ventas e ingresos financieros denominadas PASEP y COFINS y otros impuestos a las ventas de productos y servicios y otras cargas sociales. Estos impuestos aumentaron 15,4% a U$S20.668 millones en 2007 de U$S17.906 millones en 2006, debido principalmente al incremento en los precios y volúmenes de venta; y • CIDE, impuesto a las transacciones, que se incrementó 10,5% a U$S4.022 millones en 2007 de U$S3.640 millones en 2006. Este aumento correspondió principalmente al incremento en los precios y volúmenes de venta. Resultados de las Operaciones — 2007 comparado con 2006 La siguiente comparación también se ve afectada por el aumento del valor del real frente al dólar durante 2007 (10,5%) y 2006 (10,7%). Véase la Nota 2 a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007, en relación con información más detallada acerca de la conversión de los montos en reales a dólares. Costo de Ventas (Excluyendo Agotamiento y Amortización) Los costos de ventas correspondientes a 2007 aumentaron 23,9% a U$S49.789 millones de U$S40.184 millones en 2006. Este aumento fue básicamente consecuencia de: Algunos montos correspondientes a ejercicios anteriores han sido reclasificados para ajustarlos a las normas de presentación del ejercicio actual. Estas reclasificaciones no han tenido impacto alguno sobre nuestros resultados. Ingresos Los ingresos operativos netos aumentaron 21,3% a U$S87.735 millones en 2007 de U$S72.347 millones en 2006. Este aumento correspondió principalmente al incremento en el volumen de ventas y en los precios de nuestros productos, tanto en el mercado brasileño como en el mercado internacional. Depreciación, 88 • un aumento del 20% (U$S2.472 millones) en los costos de las importaciones debido a un incremento en los precios y volúmenes; • un aumento del 15% (U$S2.443 millones) en los costos relacionado con el incremento de los precios en el mercado internacional, incluidos los costos relacionados con la Refinería en Pasadena; • un aumento del 16,8% (U$S1.567 millones) en los costos relacionado con un incremento del 10,7% de los volúmenes de venta en el mercado amortización relacionado con producción de petróleo y gas. internacional, incluyendo costos relacionados con la Refinería en Pasadena; una mayor Exploración, incluidos los Pozos Exploratorios Secos • un aumento del 11,1% (U$S505 millones) en los costos relacionados con nuestras actividades comerciales internacionales, debido al mayor volumen de operaciones offshore de PifCo; y • un aumento del 0,1% (U$S11 millones) en impuestos y cargas a la producción que ascendieron a U$S7.420 millones en 2007 comparado con U$S7.409 millones en 2006. Los impuestos y cargas a la producción incluyen regalías que disminuyeron 1,3% a U$S3.430 millones en 2007 comparado con U$S3.475 millones en 2006, y un impuesto por participación especial (un impuesto extraordinario que debe pagarse en caso de que haya una elevada producción o rentabilidad en nuestros yacimientos), que aumentó 1,2% a U$S3.933 millones en 2007 comparado con U$S3.885 millones en 2006. El incremento en los impuestos y cargas a la producción en 2007 se debió principalmente al aumento en el precio promedio de referencia utilizado para calcular los impuestos a la producción correspondientes a nuestra producción local. Este aumento fue parcialmente compensado por una disminución del impuesto por participación especial correspondiente a algunos de nuestros campos maduros en mar abierto con producción decreciente. Los costos de exploración, incluidos los costos de pozos exploratorios secos, aumentaron 52,4% a U$S1.423 millones en 2007 de U$S934 millones en 2006. Este aumento se atribuyó básicamente a: un aumento de U$S243 millones en los gastos relacionados con actividades de sísmica internacional; y • un aumento de U$S99 millones en los gastos relacionados con pozos secos en las operaciones internacionales. Desvalorización de Activos de Gas y Petróleo En 2007, registramos un cargo por desvalorización de activos de U$S271 millones comparado con U$S21 millones en 2006. El cargo por desvalorización de activos estuvo básicamente relacionado con las siguientes inversiones internacionales: • en Ecuador (U$S174 millones) debido a los cambios impositivos y legales implementados por el gobierno; • en los Estados millones); y • en Angola (U$S13 millones). Unidos (U$S39 El cargo por desvalorización de activos correspondiente a 2006 estuvo básicamente relacionado con el yacimiento en tierra Córrego de Pedras en Brasil. Véase las Notas 9(b) y 9(d) a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007. Depreciación, Agotamiento y Amortización Calculamos la depreciación, el agotamiento y la amortización de la mayoría de nuestros activos de exploración y producción en función del método de unidades de producción. Los gastos por depreciación, agotamiento y amortización aumentaron 50,9% a U$S5.544 millones en 2007 de U$S3.673 millones en 2006. Este aumento se atribuyó principalmente a mayores inversiones y a un aumento de los cargos por agotamiento y • Gastos por Ventas, Generales y Administrativos Los gastos por ventas, generales y administrativos aumentaron 29,6% a U$S6.250 millones en 2007 de U$S4.824 millones en 2006. Los gastos de ventas se incrementaron 23,5% a U$S2.956 millones en 2007 de U$S2.394 89 millones en 2006. Este aumento se debió principalmente a: • • debido principalmente al mayor rendimiento previsto sobre los activos del plan durante 2007. Otros Gastos Operativos un incremento de aproximadamente U$S182 millones relacionado con mayores costos de transporte básicamente como consecuencia del aumento de las exportaciones; y Los otros gastos operativos aumentaron a un total de U$S2.136 millones en 2007, comparado con U$S1.120 millones en 2006. Las variaciones más significativas entre 2007 y 2006 fueron las siguientes: un aumento de aproximadamente U$S75 millones en gastos relacionados con el personal. Los gastos generales y administrativos aumentaron 35,6% a U$S3.294 millones en 2007, comparado con U$S2.430 millones en 2006. Este incremento se debió principalmente a: • un aumento de aproximadamente U$S309 millones en gastos relacionados con el personal; y • un aumento de U$S229 millones en servicios de asesoramiento técnico adicionales debido a una mayor tercerización de actividades generales no estratégicas. • un gasto extraordinario de U$S498 millones relacionado con modificaciones en las reglamentaciones del Plan de Pensión Petros; • un aumento del 173,3% (U$S149 millones) en el gasto relacionado con la implementación de nuestro nuevo plan salarial, a U$S235 millones en 2007 de U$S86 millones en 2006; • un aumento del 181,3% (U$S136 millones) en el gasto correspondiente a pérdidas resultantes de acciones legales y contingencias relacionadas con juicios en trámite, a U$S211 millones en 2007 de U$S75 millones en 2006; • un aumento del 83,5% (U$S111 millones) en el gasto correspondiente a salud, seguridad y medio ambiente (SSMA) en 2007, a U$S244 millones en 2007 de U$S133 millones en 2006; • un aumento del 14,3% (U$S81 millones) en el gasto correspondiente a relaciones institucionales y proyectos culturales, a U$S649 millones en 2007 de U$S568 millones en 2006; • un incremento del 1,6% (U$S1 millón) en el gasto relacionado con paradas no programadas de plantas y equipos, a U$S65 millones en 2007 de U$S64 millones en 2006; y • una disminución del 26,1% (U$S62 millones) en el gasto en concepto de capacidad ociosa de las centrales Gastos de Investigación y Desarrollo Los gastos de investigación y desarrollo aumentaron 20,7% a U$S881 millones en 2007 de U$S730 millones en 2006. Este aumento básicamente correspondió a mayores costos de capacitación de personal técnico y de actividades de investigación y desarrollo en relación con la producción a partir de reservas existentes y nuevas áreas de exploración. Gastos por Beneficios de Empleados Respecto de Participantes no Activos Los gastos por beneficios de empleados respecto de participantes no activos son costos financieros relacionados con costos previstos por los planes de pensión y salud. Los gastos por beneficios de empleados respecto de participantes no activos disminuyeron 2,7% a U$S990 millones en 2007 en comparación con U$S1.017 millones en 2006. Esta disminución se debió principalmente a la reducción de U$S146 millones de los gastos por beneficios de empleados respecto de participantes no activos, 90 termoeléctricas, a U$S176 millones en 2007 de U$S238 millones en 2006. Variación Monetaria y Cambiaria La variación monetaria y cambiaria generó pérdidas por U$S1.455 millones en 2007 en comparación con una ganancia de U$S75 millones en 2006. El incremento de la variación monetaria y cambiaria se atribuye básicamente al aumento en la apreciación del real de 8,7% a 17,2% en relación con inversiones denominadas en dólares tanto en Brasil (a través de nuestro segmento de Exploración y Producción) como en el exterior (a través de nuestro segmento Internacional e inversiones financieras). Participación en Resultados de Sociedades No Consolidadas La participación en los resultados de sociedades no consolidadas aumentó a U$S235 millones en 2007 comparado con U$S28 millones en 2006, como resultado principalmente de un incremento en las ganancias provenientes de inversiones en compañías afiliadas de Petrobras Gás S.A. ‐ Gaspetro (U$S71 millones), Petrobras Química S.A.‐ Petroquisa (U$S62 millones) y Petrobras International Braspetro B.V.‐PIB (U$S37 millones). Otros Impuestos Otros impuestos, que incluyen diferentes impuestos sobre las transacciones financieras, aumentaron 11,4% a U$S662 millones en 2007 en comparación con U$S594 millones en 2006. Ingresos Financieros Nuestros ingresos financieros provienen de diversas fuentes, incluidos intereses sobre fondos e inversiones equivalentes. La mayoría de las inversiones equivalentes de la Compañía son títulos a corto plazo del gobierno brasileño, incluidos títulos indexados al dólar estadounidense. También mantenemos depósitos en dólares estadounidenses. Otros Egresos, Neto Otros egresos, neto básicamente corresponden a ganancias y pérdidas registradas sobre las ventas de activos fijos y otros gastos extraordinarios. Otros egresos, neto totalizaron una pérdida de U$S143 millones en 2007, comparado con una pérdida de U$S17 millones en 2006 básicamente como consecuencia de gastos relacionados con daños a equipos de terceros instalados en pozos en la Cuenca Campos (U$S71 millones) y la imputación a pérdida de los costos irrecuperables correspondientes a Exploración y Producción (U$S53 millones). Los ingresos financieros aumentaron 33% a U$S1.550 millones en 2007 de U$S1.165 millones en 2006. Este aumento se debió principalmente a mayores ingresos por U$S258 millones en concepto de intereses financieros devengados de inversiones en 2007 comparado con 2006. En la Nota 13 a los estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007, se presenta un detalle de los resultados financieros. Beneficios (Gastos) por Impuesto a las Ganancias Gastos Financieros Los resultados antes del impuesto a las ganancias y participaciones minoritarias aumentaron 0,7% a U$S19.299 millones en 2007 de U$S19.161 millones en 2006. El cargo por impuesto a las ganancias aumentó 3,5% a U$S5.888 millones en 2007 de U$S5.691 millones en 2006. En la Nota 3 a los estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007, presentamos la conciliación entre el impuesto a las ganancias calculado sobre la base de las alícuotas establecidas por ley y el calculado sobre la base de las alícuotas efectivamente aplicadas. Los gastos financieros disminuyeron 49,5% a U$S677 millones en 2007, respecto de U$S1.340 millones en 2006. Esta disminución se debió básicamente a una reducción de U$S214 millones en las pérdidas por instrumentos derivados y de U$S122 millones en las pérdidas relacionadas con la recompra de títulos en 2007 en comparación con 2006. En la Nota 13 a los estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007, se presenta un detalle de los resultados financieros. 91 Resultado Neto por Segmento de Negocio El rendimiento de cada segmento se mide en base al resultado neto. A continuación se incluye un análisis del resultado neto de nuestros seis segmentos de negocio al 31 de diciembre de 2007 en comparación con el correspondiente al 31 de diciembre de 2006. Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 2006 (millones de U$S) 14.072 11.942 2.785 2.533 446 298 (834) (505) (815) 123 (1.796) (1.436) (129) (720) 13.138 12.826 Exploración y Producción ............................................................................... Suministro ....................................................................................................... Distribución ..................................................................................................... Gas y Energía ................................................................................................... Internacional.................................................................................................... Corporativo ..................................................................................................... Eliminaciones................................................................................................... Resultado neto ................................................................................................ Exploración y Producción fuel oil, como así también los precios internacionales. El segmento de Exploración y Producción de Petrobras incluye las actividades propias de exploración, desarrollo y producción en Brasil, las ventas y transferencias de crudo en los mercados local e internacional, las transferencias de gas natural a nuestro segmento de Gas y Energía y la venta de productos derivados del petróleo producidos en las plantas procesadoras de gas natural. Estos efectos compensados por: El resultado neto consolidado correspondiente a nuestro segmento de Exploración y Producción aumentó 17,8% a U$S14.072 millones en 2007 en comparación con U$S11.942 millones en 2006. mayores precios de venta transferencia del crudo en Brasil; • un incremento del 0,8% en la producción de petróleo crudo y LGN; y • mayores precios de transferencia de gas natural a nuestros otros segmentos debido a la nueva metodología que considera los sustitutos del gas natural tales como el y parcialmente • un incremento de U$S1.492 millones en el costo de ventas como resultado de mayores costos de extracción e impuestos sobre la producción expresados en dólares estadounidenses, como así también un leve aumento en la producción; • un incremento de U$S1.169 millones en depreciación, agotamiento y amortización principalmente como resultado de mayores inversiones y gastos de agotamiento relacionados con el aumento de nuestra producción de crudo y gas natural; y • un incremento de U$S214 millones en gastos operativos, otros principalmente como resultado de un cargo aplicado por única vez de U$S104 millones relacionado con modificaciones a las reglamentaciones del Plan Petros. Este resultado se atribuyó principalmente a un incremento de U$S6.253 millones en los ingresos operativos netos, básicamente como consecuencia de: • fueron Suministro Nuestro segmento de Suministro comprende las actividades de downstream en Brasil, 92 incluyendo refinación, transporte, exportación y compra de petróleo crudo como así también la compra y venta de productos derivados del petróleo y etanol. Además, este segmento comprende la división de productos petroquímicos y fertilizantes que incluye inversiones en compañías petroquímicas locales y nuestras plantas de fertilizantes locales. resultado de mayores gastos por ventas, debido a mayores volúmenes de ventas y un aumento en los gastos relacionados con el personal; El resultado neto consolidado correspondiente a nuestro segmento de Suministro aumentó 9,9% a U$S2.785 millones en 2007 comparado con U$S2.533 millones en 2006. • un incremento del 61% (U$S408 millones) en depreciación, agotamiento y amortización principalmente como resultado de mayores inversiones para optimizar y modernizar nuestras refinerías; y • un incremento del 441,1% (U$S179 millones) en otros gastos operativos, principalmente como consecuencia de un cargo aplicado por única vez de U$S61 millones relacionado con modificaciones en las reglamentaciones del Plan Petros y gastos por U$S69 millones relacionado con SSMA. Este incremento principalmente correspondió a un aumento de U$S11.590 millones en los ingresos operativos netos, básicamente como consecuencia de: • un mayor volumen de ventas; • un incremento en los precios promedio de nuestros productos vendidos en Brasil, a pesar de los precios constantes en reales para el diesel, gasolina comercial y GLP dado que la apreciación del real generó mayores ingresos expresados en dólares estadounidenses; y • • Nuestro segmento de Distribución comprende actividades de distribución de productos derivados del petróleo y etanol a cargo de nuestra subsidiaria Petrobras Distribuidora S.A. – BR, en Brasil, de la cual somos accionistas mayoritarios. El resultado neto consolidado correspondiente a nuestro segmento de Distribución aumentó 49,7% a U$S446 millones en 2007 comparado con U$S298 millones en 2006. un incremento en los precios internacionales en relación con las exportaciones de productos derivados del petróleo. Estos efectos compensados por: • Distribución fueron Este resultado reflejó un incremento de U$S4.639 millones en los ingresos operativos netos, principalmente como resultado de mayores volúmenes de ventas. parcialmente un aumento del 19,4% (U$S10.069 millones) en el costo de ventas, principalmente atribuible a un aumento en el costo y los volúmenes de crudo local e importado y un incremento en el costo y los volúmenes de productos derivados del petróleo importados, principalmente diesel. Asimismo, el aumento en los costos de refinación contribuyó al incremento del costo de ventas; Estos efectos fueron parcialmente compensados por el incremento de U$S4.157 millones en los costos de ventas, básicamente debido a un mayor volumen de ventas. Gas y Energía Nuestro segmento de Gas y Energía incluye principalmente la compra, venta, transporte y distribución de gas natural producido en Brasil o importado del exterior. Adicionalmente, este segmento incluye nuestra participación locales en el un aumento del 47,1% (U$S640 millones) de los gastos por ventas, generales y administrativos como 93 transporte de gas natural, distribución de gas natural y generación termoeléctrica. de la Refinería en Pasadena adquirida en 2006; y (ii) un incremento en los costos de extracción, básicamente en Argentina; Nuestro segmento de Gas y Energía registró una pérdida neta de U$S834 millones en 2007 en comparación con una pérdida neta de U$S505 millones en 2006. Este aumento en nuestra pérdida neta se produjo básicamente como consecuencia de: • un incremento del 24,5% (U$S890 millones) en el costo de ventas, debido principalmente a mayores costos del gas natural; y • un aumento del 144,1% (U$S257 millones) en otros gastos operativos, principalmente atribuido a gastos por U$S240 millones en relación con el pago de multas contractuales relacionadas con el suministro de gas y electricidad. Estos efectos fueron parcialmente compensados por un incremento de U$S822 millones en los ingresos operativos netos como resultado de: • un aumento en el precio de venta del gas natural; y • un incremento del 2,1% en el volumen de ventas de gas natural. El segmento Internacional comprende nuestras actividades de Exploración y Producción, Suministro, Distribución y Gas y Energía desarrolladas en otros países. • • un incremento de U$S225 millones en cargos por desvalorización de activos, principalmente en Ecuador, Estados Unidos y Angola; • un aumento de U$S151 millones en gastos por ventas, generales y administrativos debido a un incremento de las operaciones de nuestras subsidiarias en el exterior, adquisiciones de sociedades y la constitución de nuevas compañías; y • un incremento de U$S150 millones en depreciación, agotamiento y amortización principalmente como resultado de mayores inversiones relacionadas con bienes de uso asociados a la producción de petróleo crudo y gas natural. Corporativo Nuestro segmento Internacional generó una pérdida neta de U$S815 millones en 2007 en comparación con una ganancia neta de U$S123 millones en 2006. se un aumento de U$S342 millones en gastos de exploración y perforación, principalmente en Turquía, Angola, Irán, Argentina, Libia y Venezuela; Estos incrementos fueron parcialmente compensados por un aumento de U$S3.030 millones en los ingresos operativos netos como resultado de la consolidación de la Refinería en Pasadena y un incremento de los ingresos provenientes del negocio petroquímico en Argentina, parcialmente compensado por la exclusión de los ingresos provenientes de operaciones en Venezuela de nuestros resultados consolidados. Internacional Esta disminución principalmente a: • Nuestro segmento Corporativo comprende actividades financieras no atribuibles a otros segmentos, incluida la administración financiera corporativa, gastos generales relacionados con la administración central y gastos actuariales relacionados con nuestros planes de pensión y salud para participantes no activos. atribuyó mayores costos de venta por un monto de U$S2.954 millones, principalmente como resultado de: (i) la consolidación 94 La pérdida neta consolidada correspondiente a nuestro segmento Corporativo aumentó a U$S1.796 millones en 2007 en comparación con una pérdida neta de U$S1.436 millones en 2006. Esta mayor principalmente de: • pérdida neta competitivos en el mercado laboral brasileño y la renovación de un convenio colectivo de trabajo; y • derivó un aumento del 38,2% (U$S436 millones) en los gastos por ventas, generales y administrativos, principalmente como resultado de gastos relacionados con el reclutamiento de personal para cubrir el crecimiento proyectado, como así también una mayor actividad en 2007, un nuevo plan salarial con el objetivo de que nuestros salarios sean más un cargo aplicado por única vez de U$S305 millones incluido en otros gastos operativos relacionado con las modificaciones a las reglamentaciones del Plan de Pensión Petros. Estos efectos fueron parcialmente compensados por una disminución de U$S601 millones en el cargo por impuesto a las ganancias debido a los incentivos impositivos adicionales en relación con las operaciones en la región cubierta por la Agencia de Desarrollo del Noreste (ADENE). 95 Información Adicional sobre los Segmentos de Negocio A continuación se presenta información financiera adicional seleccionada por segmento de negocio correspondiente a los ejercicios 2008, 2007 y 2006: Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 Exploración y Producción Ingresos netos en relación con terceros(1)(2)............................................................... Ingresos netos intersegmento....................................................................................... Total ingresos operativos netos (2) .......................................................................... Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... Resultado neto (3)......................................................................................................... Inversiones.................................................................................................................... Bienes de Uso, neto....................................................................................................... Suministro Ingresos netos en relación con terceros(1)(2)............................................................... Ingresos netos intersegmento....................................................................................... Total ingresos operativos netos(2) ........................................................................... Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... Resultado neto (3)......................................................................................................... Inversiones.................................................................................................................... Bienes de Uso, neto....................................................................................................... Distribución Ingresos netos en relación con terceros(1) ................................................................... Ingresos netos intersegmento....................................................................................... Total ingresos operativos netos ............................................................................... Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... Resultado neto(3) ......................................................................................................... Inversiones.................................................................................................................... Bienes de Uso, neto....................................................................................................... Gas y Energía Ingresos netos en relación con terceros(1) ................................................................... Ingresos netos intersegmento....................................................................................... Total ingresos operativos netos ............................................................................... Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... Pérdida neta(3) ............................................................................................................. Inversiones.................................................................................................................... Bienes de Uso, neto....................................................................................................... Internacional Ingresos netos en relación con terceros(1) .................................................................. Ingresos netos intersegmento....................................................................................... Total ingresos operativos netos ............................................................................... Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... Resultado neto(3) ......................................................................................................... Inversiones.................................................................................................................... Bienes de Uso, neto....................................................................................................... 973 58.051 59.024 (3.544) 21.031 14.293 45.836 69.318 26.884 96.202 (1.109) (1.996) 7.234 15.806 30.315 577 30.892 (165) 839 309 1.621 7.627 1.175 8.802 (367) (223) 4.256 10.719 10.024 916 10.940 (564) (808) 2.908 9.341 2007 2006 (millones de U$S) 2.455 3.351 39.536 32.387 41.991 35.738 (3.335) (2.166) 14.072 11.942 9.448 7.329 48.288 33.979 50.531 42.831 19.018 15.128 69.549 57.959 (1.077) (669) 2.785 2.533 4.488 1.936 14.480 9.828 22.944 18.394 376 287 23.320 18.681 (155) (143) 446 298 327 351 1.838 1.468 3.673 2.833 1.239 1.257 4.912 4.090 (259) (197) (834) (505) 3.223 1.664 10.615 6.828 8.132 4.938 969 1.133 9.101 6.071 (567) (417) (815) 123 2.864 2.637 7.596 5.722 (1) Como compañía verticalmente integrada, no todos nuestros segmentos registran ingresos significativos en relación con terceros. Por ejemplo, nuestro segmento de Exploración y Producción representa una gran parte de nuestra actividad económica y nuestras inversiones, pero registra bajos ingresos en relación con terceros. (2) Los ingresos provenientes de la comercialización de petróleo a terceros se clasifican de acuerdo con los puntos de venta, que podrían ser los segmentos de Exploración y Producción o de Suministro. (3) Con el fin de alinear los estados contables de cada segmento de negocio con las mejores prácticas de las compañías del sector de petróleo y el gas y a los fines de una mejor comprensión por parte de nuestra dirección, a partir del primer trimestre de 2006 hemos resuelto imputar los resultados financieros y rubros financieros al nivel corporativo, incluyendo ejercicios anteriores. 96 Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones de PifCo Los gastos operativos de PifCo incluyen: Información General PifCo es una subsidiaria totalmente controlada de Petrobras. En consecuencia, la situación financiera y los resultados de las operaciones de PifCo se ven afectados en gran medida por nuestras decisiones. La capacidad de PifCo de cumplir con sus obligaciones de deuda pendientes depende de diversos factores que incluyen: • la situación financiera y los resultados de las operaciones de Petrobras; • el alcance con el que Petrobras continua utilizando los servicios de PifCo para compras en el mercado de crudo y productos derivados del petróleo; • la disposición de Petrobras de continuar otorgando préstamos a PifCo y suministrándole otras clases de respaldo financiero; • la capacidad de PifCo de acceder a fuentes de financiamiento, incluidos los mercados de capitales internacionales y líneas de crédito de terceros; y • la capacidad de PifCo de transferir a Petrobras sus costos financieros. las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras; • las ventas de crudo y de productos derivados del petróleo a terceros y afiliadas; y • la financiación de las ventas a Petrobras, los préstamos internos a Petrobras y las inversiones en títulos negociables y otros instrumentos financieros. los costos de ventas, que se componen principalmente de compras de crudo y productos derivados del petróleo; • gastos de comercialización administración; y • gastos financieros, principalmente en concepto de intereses devengados de las líneas de crédito y deudas del mercado de capitales, ventas de futuras cuentas a cobrar y préstamos internos otorgados por Petrobras. y Compra y Venta de Crudo y Productos Derivados del Petróleo PifCo generalmente compra crudo y productos derivados del petróleo a través de transacciones con plazos de pago de aproximadamente 30 días. Petrobras en general paga los embarques de crudo y productos derivados del petróleo que PifCo le vende dentro de un plazo máximo de 330 días, lo que concede a Petrobras un plazo suficiente para reunir la documentación exigida por la legislación brasileña con el fin de iniciar el proceso de pago de dichos embarques. Durante ese plazo, PifCo generalmente financia la compra de crudo y productos derivados del petróleo a través de fondos provistos previamente por Petrobras o a través de acuerdos financieros negociados con terceros. La diferencia entre el monto que PifCo paga por el crudo y los productos derivados del petróleo y el monto que Petrobras paga por esos mismos productos es diferida y reconocida como parte de los ingresos financieros de PifCo en base al método de línea recta en el período en el cual Petrobras debe pagar a PifCo. PifCo también compra a Petrobras petróleo crudo y productos derivados del petróleo para su venta fuera de Brasil. Asimismo, PifCo vende y compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y partes relacionadas, principalmente fuera de Brasil. Los ingresos de PifCo provienen de: • • 97 Resultado de las Operaciones — 2008 comparado con 2007 incluidos los servicios contables, legales y de calificación. Estos gastos aumentaron 90,8% a U$S562 millones en 2008 en comparación con U$S294 millones en 2007. Este incremento se debió principalmente a mayores ventas offshore y un aumento de las tarifas promedio de flete en 2008, como resultado de cambios en las tendencias del mercado internacional y en las rutas de transporte por un monto de U$S452 millones. Resultado Neto PifCo registró una pérdida de U$S772 millones en 2008 en comparación con una ganancia neta de U$S29 millones en 2007. Ventas de Petróleo Crudo y Productos Derivados del Petróleo y Servicios Relacionados Las ventas de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo y servicios relacionados por parte de PifCo aumentaron 58,8% a U$S42.443 millones en 2008 en comparación con U$S26.732 millones en 2007. Este incremento se debió principalmente a: • un aumento del 44% en el precio promedio de venta, principalmente como resultado de un incremento del 34% en el precio promedio del crudo Brent, a U$S96,99 por barril en 2008 de U$S72,52 por barril en 2007; y • un aumento del 14,1% en el volumen de ventas, debido básicamente a mayores ventas de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo comprados a terceros y afiliadas y posteriormente vendidos a Petrobras. Costo de Ventas Otros Gastos Operativos PifCo reconoció una pérdida de U$S577 millones debido a la desvalorización de existencias correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, como resultado de la reciente caída de los precios internacionales del petróleo. Ingresos Financieros Los ingresos financieros de PifCo provienen de la financiación de las ventas y de préstamos internos a Petrobras como así también de inversiones en títulos negociables y otros instrumentos financieros. Los ingresos financieros de PifCo aumentaron 12,3% a U$S2.325 millones en 2008 en comparación con U$S2.070 millones en 2007. Este incremento se debió principalmente a: El costo de ventas aumentó 60,5% a U$S42.231 millones en 2008 en comparación con U$S26.311 millones en 2007. Este incremento fue proporcionalmente mayor al aumento en las ventas de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo y servicios principalmente debido a las mismas razones y adicionalmente como resultado también de una mayor formación de precios promedio de las existencias durante el último trimestre de 2008, dado que el petróleo crudo y los productos derivados del petróleo mayormente se adquirieron antes de la caída de los precios internacionales del petróleo. Gastos por Ventas, Generales y Administrativos un mayor volumen de ventas a Petrobras durante 2007 en comparación con 2006, que tuvo como financieros resultado ingresos adicionales en 2008 debido a plazos de financiación otorgados a Petrobras e intereses calculados sobre una base mensual. Véase “Compra y Venta de Petróleo Crudo y de Productos derivados del Petróleo”; y • mayores ingresos provenientes de derivados bursátiles como resultado de mayores ventas offshore y un incremento en el precio promedio del crudo y de los productos derivados del petróleo en el mercado internacional. Este incremento fue parcialmente compensado por una disminución en los ingresos financieros provenientes de préstamos a partes relacionadas, debido a la transferencia a Braspetro Oil Services Company (Brasoil) de U$S8.231 millones en obligaciones a cobrar como consecuencia de la asunción por parte de Brasoil de las obligaciones de Los gastos por ventas, generales y administrativos de PifCo incluyen principalmente costos de transporte y aranceles por servicios, • 98 PifCo en virtud de las obligaciones pagaderas a Petrobras por el mismo monto. Véase la Nota 5(v) a los estados contables consolidados auditados de PifCo. Este incremento se debió principalmente a: • un aumento del 25% en el volumen de ventas como resultado de mayores ventas de crudo y productos derivados del petróleo comprados a terceros y afiliadas y posteriormente vendidos a Petrobras y mayores ventas relacionadas con las actividades de comercialización en Asia por parte de PSPL, una subsidiaria de PifCo; y • un aumento del 11,3% en el precio promedio del crudo Brent a U$S72,52 por barril en 2007 en comparación con U$S65,14 por barril en 2006. Gastos Financieros Los gastos financieros de PifCo consisten en intereses pagados y devengados sobre la deuda pendiente de PifCo, otros cargos asociados a la emisión de deuda y otros instrumentos financieros. Los gastos financieros de PifCo se mantuvieron substancialmente estables: U$S2.170 millones en 2008 en comparación con U$S2.168 millones en 2007. Se registró un aumento en los gastos provenientes de derivados bursátiles como resultado de un incremento de las ventas offshore y del precio promedio del petróleo crudo y de los productos derivados del petróleo en el mercado internacional y un incremento en los gastos por intereses relacionados con las recientes emisiones de obligaciones, incluyendo la emisión de Obligaciones Globales por un monto de U$S1.000 millones en noviembre de 2007, y la reapertura de dichas Obligaciones Globales por el monto de U$S750 millones en enero de 2008. Costo de Ventas Los costos de ventas aumentaron 20,1% a U$S26.311 millones en 2007 en comparación con U$S21.901 millones en 2006. Este aumento fue proporcional al incremento en las ventas de petróleo crudo y productos derivados del petróleo y de servicios y se debió básicamente a las mismas razones. Gastos por Ventas, Generales y Administrativos Los gastos por ventas, generales y administrativos de PifCo consisten principalmente en costos de transporte y tarifas de servicios, incluidos los servicios contables, legales y de calificación. Estos gastos crecieron 42,1% a U$S295 millones en 2007 de U$S207 millones en 2006, de los cuales U$S136 millones correspondieron a mayores gastos de transporte como consecuencia de un incremento en las ventas offshore y mayores tarifas promedio de flete. Estos aumentos fueron compensados por una disminución en los gastos por intereses debido a la asunción por parte de Brasoil de las obligaciones de PifCo en virtud de las obligaciones pagaderas a Petrobras por el monto de U$S8.231 millones como consecuencia de la transferencia a Brasoil de obligaciones a cobrar por el mismo monto. Resultado de las Operaciones — 2007 comparado con 2006 Ingresos Financieros Resultado Neto Los ingresos financieros de PifCo provienen de la financiación de las ventas y de préstamos internos a Petrobras como así también de inversiones en títulos negociables y otros instrumentos financieros. Los ingresos financieros de PifCo aumentaron 61,1% de U$S1.285 millones en 2006 a U$S2.070 millones en 2007 principalmente debido a: PifCo registró una ganancia neta de U$S29 millones en 2007 en comparación con una pérdida de U$S211 millones en 2006. Ventas de Petróleo Crudo y Productos Derivados del Petróleo y Servicios Relacionados Las ventas de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo y servicios relacionados por parte de PifCo aumentaron 21,1% a U$S26.732 millones en 2007 en comparación con U$S22.070 millones en 2006. • 99 un aumento en los préstamos a partes relacionadas; y • capitales internacionales, financiamiento de proveedores, financiamiento de proyectos y financiamiento bancario. mayores volúmenes de venta a Petrobras durante 2006 en comparación con 2005. Véase “Compra y Venta de Petróleo Crudo y Productos Derivados del Petróleo”. Al planificar las necesidades financieras de Petrobras para 2009 y 2010, hemos considerado un precio supuesto promedio del petróleo crudo Brent de U$S37 por barril para 2009 y U$S40 por barril para 2010. En base a estos precios, y considerando otros supuestos en relación con la generación de fondos, estimamos que la Compañía necesitará U$S18.100 millones de nuevo financiamiento en 2009 y U$S18.900 millones en 2010 con el fin de cumplir con las inversiones previstas en el Plan de Negocios 2009‐2013. Gastos Financieros Los gastos financieros de PifCo consisten en intereses pagados y devengados sobre la deuda pendiente de PifCo y otros cargos asociados a la emisión de deuda de PifCo. Los gastos financieros de PifCo aumentaron 48,7% de U$S1.458 millones en 2006 a U$S2.168 millones en 2007, debido principalmente a un aumento de los préstamos internos otorgados por Petrobras para satisfacer la necesidades de financiación a corto plazo. En 2009, proyectamos satisfacer las necesidades financieras a través de préstamos del BNDES, bancos brasileños, bancos comerciales internacionales y otras fuentes tradicionales de financiamiento tales como organismos de crédito para las exportaciones y bancos de desarrollo no pertenecientes al gobierno brasileño. Al 20 de mayo de 2009, la Compañía obtuvo aproximadamente U$S500 millones (R$1.200 millones) de bancos brasileños y U$S4.000 millones de bancos comerciales internacionales para hacer frente a las necesidades de financiamiento correspondientes a 2009. Liquidez y Recursos de Capital Petrobras Información General La Compañía aplica los fondos principalmente a inversiones y pago de dividendos y de deudas. Históricamente, hemos cumplido estos compromisos con fondos generados internamente, deudas a corto plazo, deudas a largo plazo, financiamiento de proyectos y contratos de venta y arrendamiento posterior. Consideramos que estas fuentes de fondos, junto con la gran cantidad de fondos e inversiones equivalentes de los que disponemos, continuarán permitiéndonos cumplir con los requerimientos de capital actualmente previstos. En 2009, nuestros principales requerimientos de fondos incluyen inversiones previstas por U$S28.695 millones, dividendos declarados por U$S4.242 millones y el pago de U$S3.562 millones en relación con la deuda a largo plazo, obligaciones relacionadas con arrendamientos y financiamiento de proyectos. Proyectamos cancelar los préstamos de bancos comerciales internacionales mediante la emisión de bonos a largo plazo en los mercados de capitales. En febrero de 2009, emitimos bonos a largo plazo por U$S1.500 millones en los mercados de capitales, mediante los cuales se redujo el monto total del financiamiento bancario requerido. Todos los montos obtenidos en 2009 que superen los U$S18.100 millones se utilizarán para prefinanciar nuestras necesidades de financiamiento correspondientes a 2010. Estrategia de Financiamiento Proyectamos financiar una porción significativa de las inversiones por U$S18.900 millones requeridas para 2010 mediante préstamos del BNDES. Prevemos obtener montos adicionales a partir de fuentes tradicionales de financiamiento de la Compañía, así como también lograr ahorro de costos en algunos de nuestros proyectos de capital. Petrobras cuenta con una estrategia de financiamiento con el fin de lograr las metas establecidas en el Plan de Negocios presentado el 23 de enero de 2009, que contempla inversiones por U$S174.400 millones en el período 2009‐2013. Asimismo, continuaremos con nuestra política de ampliar el perfil de vencimientos de nuestras deudas. Obtendremos capital de deuda a través de contratos de financiación a mediano y largo plazo, incluyendo la emisión de bonos en los mercados de En el último trimestre de 2008, la demanda y los precios del petróleo registraron una disminución considerable. Si los precios del 100 Origen de Fondos petróleo crudo Brent disminuyen por debajo de los precios de referencia que utilizamos para calcular el flujo de efectivos proyectado en nuestro Plan de Negocios 2009‐2013, es posible que necesitemos reducir nuestras inversiones y evaluar fuentes de capital adicionales. Fondos Al 31 de diciembre de 2008, los fondos e inversiones equivalentes totalizaron U$S6.499 millones comparado con U$S6.987 millones al 31 de diciembre de 2007. La disminución de los fondos e inversiones equivalentes correspondió principalmente a mayores inversiones durante 2008 en comparación con 2007. Normativa Gubernamental Petrobras debe presentar el presupuesto anual de inversiones ante el Ministerio de Planificación, Presupuesto y Gestión de Brasil y el Ministerio de Minas y Energía. Luego de la revisión por parte de estos organismos, el Congreso brasileño debe aprobar el presupuesto. Si bien el nivel total de nuestras inversiones anuales está regulado, el destino específico de los fondos queda a nuestra discreción. Desde mediados de 1991, hemos obtenido una parte substancial del financiamiento en los mercados de capitales internacionales, principalmente a través de la emisión de papeles de comercio y obligaciones a corto, mediano y largo plazo, y hemos logrado obtener cada vez más fondos a largo plazo para grandes inversiones tales como equipos de perforación y plataformas. Los fondos generados por las operaciones totalizaron U$S28.220 millones en 2008 comparado con U$S22.664 millones en 2007. Los fondos generados por las operaciones se vieron afectados principalmente por ingresos operativos netos que se incrementaron U$S30.522 millones durante 2008 en comparación con 2007. Los fondos aplicados a las actividades de inversión aumentaron a U$S29.466 millones en 2008 comparado con U$S24.026 millones en 2007. Este aumento se debió principalmente a las inversiones que totalizaron U$S29.874 millones, incluyendo U$S14.293 millones correspondientes a proyectos de exploración y producción en Brasil, principalmente en la Cuenca Campos. El Ministerio de Planificación, Presupuesto y Gestión de Brasil controla el monto total de deuda a mediano y largo plazo en el que Petrobras y sus subsidiarias brasileñas están autorizadas a incurrir a través del proceso de aprobación del presupuesto anual. Antes de emitir títulos de deuda a mediano y largo plazo, Petrobras y sus subsidiarias brasileñas deben contar también con la aprobación del Tesoro Nacional. Los endeudamientos que superan el monto presupuestado aprobado correspondiente a un ejercicio también requieren la aprobación del Senado brasileño. Los fondos generados por las actividades de financiación totalizaron U$S2.778 millones en 2008, comparado con los fondos aplicados a las actividades de financiación por U$S5.988 millones en 2007. Este aumento se debió principalmente a fondos obtenidos por PifCo a través de la emisión de Obligaciones Globales y por financiamiento de proyectos, principalmente de los proyectos Gasene, Codajás y Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais – CDMPI. Véase Notas 12 y 14 a nuestros estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008. La totalidad de nuestra deuda denominada en moneda extranjera, así como la deuda denominada en moneda extranjera de nuestras subsidiarias brasileñas deben ser registradas en el Banco Central. Sin embargo, la emisión de títulos de deuda por parte de nuestras subsidiarias internacionales no está sujeta a esta exigencia de registro en el Banco Central ni de aprobación por parte del Tesoro Nacional. Nuestra deuda neta se incrementó a U$S20.852 millones al 31 de diciembre de 2008 comparado con U$S14.908 millones al 31 de diciembre de 2007, principalmente debido a mayores inversiones, dado que continuamos ampliando nuestras actividades, que excedieron los fondos generados internamente por la Compañía. El déficit se financió con una mayor deuda a largo plazo, la utilización de fondos de líneas de crédito para financiar exportaciones de etanol, fondos obtenidos por PifCo mediante la emisión de 101 Obligaciones Globales, el incremento de los fondos obtenidos a partir del financiamiento de proyectos, así como también mediante una reducción de los fondos e inversiones equivalentes. Deuda a Largo Plazo Nuestra deuda a largo plazo consiste principalmente en la emisión de títulos en los mercados de capitales internacionales, debentures en los mercados de capitales de Brasil, montos pendientes de pago por líneas de crédito garantizadas por organismos de crédito y organismos multilaterales para exportaciones, y préstamos otorgados por el Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (BNDES) y otras entidades financieras. El total de la deuda a largo plazo pendiente, más la porción corriente de nuestra deuda a largo plazo, totalizó U$S17.562 millones al 31 de diciembre de 2008 en comparación con U$S13.421 millones al 31 de diciembre de 2007. Deuda a Corto Plazo Nuestra deuda a corto plazo se utiliza principalmente para financiar nuestras importaciones de crudo y productos derivados del petróleo y proviene principalmente de bancos internacionales. Al 31 de diciembre de 2008, nuestra deuda a corto plazo (excluida la porción corriente de las obligaciones a largo plazo) totalizó U$S2.399 millones en comparación con U$S1.458 millones al 31 de diciembre de 2007. A continuación se indican las emisiones internacionales de deuda al 31 de diciembre de 2008: Obligaciones Negociables Obligaciones de PEPSA al 9,00% con vencimiento en 2009................................................................................ Obligaciones de PEPSA al 8,13% con vencimiento en 2010 ............................................................................... Obligaciones de PEPSA al 3,55% con vencimiento en 2011 ............................................................................... Obligaciones de PEPSA al 9,750% con vencimiento en 2011.............................................................................. Obligaciones de PEPSA al 9,38% con vencimiento en 2013 ............................................................................... Certificados Fiduciarios Senior de PifCo al 3,748% con vencimiento en 2013(1)................................................ Obligaciones Globales de PifCo al 9,125% con vencimiento en 2013 ................................................................ Obligaciones Globales de PifCo al 7,75% con vencimiento en 2014................................................................... Certificados Fiduciarios Senior de PifCo al 6,436% con vencimiento en 2015(1)................................................ Bonos en Yenes de PifCo al 2,15% con vencimiento en 2016 ............................................................................ Obligaciones Globales de PifCo al 6,125% con vencimiento en 2016 ................................................................ Obligaciones de PEPSA al 6,66% con vencimiento en 2017(2) ........................................................................... Obligaciones Globales de PifCo al 8,375% con vencimiento en 2018................................................................. Obligaciones Globales de PifCo al 5,875% con vencimiento en 2018................................................................. Monto de capital (millones de U$S) 181 349 87 600 200 200 750 600 550 386 899 300 750 1.750 A menos que se indique lo contrario, la deuda es emitida por PifCo, con respaldo de Petrobras a través de un acuerdo de compra standby. (1) Emitidos en relación con el programa de pago anticipado de exportaciones. Salvo indicación en contrario, la deuda es emitida por PifCo con respaldo de Petrobras a través de un acuerdo de compra standby. (2) Emitidas por PESA, con respaldo de Petrobras a través de un acuerdo de compra standby. Financiamiento de Proyectos estándar somos responsables de llevar a cabo el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas, operarlos, pagar los gastos operativos relativos a los proyectos y asignar una porción del producido neto generado por los yacimientos para consolidar la deuda de las sociedades con fines específicos y financiar los pagos de retorno del capital. Al finalizar cada proyecto de financiamiento, tenemos la opción de comprar los activos del proyecto a la sociedad con fines específicos o, en algunos casos, adquirir el control de la misma. Desde 1997, hemos utilizado el financiamiento de proyectos para proveer capital a nuestros grandes proyectos de exploración y producción y otros proyectos relacionados, incluidos algunos sistemas de procesamiento y transporte de gas natural. La totalidad de estos proyectos y las obligaciones de deuda relacionadas de sociedades con fines específicos constituidas para estos financiamientos se incluyen en el balance general y se exponen en el rubro “Financiamiento de Proyectos”. En virtud de acuerdos contractuales 102 El financiamiento de proyectos pendiente más la porción corriente del financiamiento de proyectos totalizaron U$S6.795 millones al 31 de diciembre de 2008, comparado con U$S6.278 millones al 31 de diciembre de 2007. Este aumento en el financiamiento de proyectos pendiente correspondió básicamente a una mayor deuda relacionada con los proyectos Gasene, Codajás y CDMPI. Véase la Nota 14 a nuestros estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008. Al 31 de diciembre de 2008, la porción a largo plazo de los financiamientos de proyectos vence en los siguientes años: 2010.................................................................................................................................................. 2011.................................................................................................................................................. 2012.................................................................................................................................................. 2013.................................................................................................................................................. 2014.................................................................................................................................................. 2015 y de allí en adelante................................................................................................................. PifCo actividades operativas de PifCo totalizaron U$S9.149 millones en 2008 comparado con U$S5.210 millones en 2007, básicamente como resultado del incremento de las cuentas a cobrar a partes relacionadas. Este aumento correspondió a un incremento en las ventas de crudo y productos derivados del petróleo y servicios, principalmente atribuible a un incremento en el precio promedio del crudo y productos derivados del petróleo en el mercado internacional. Información General PifCo financia sus actividades de comercialización de petróleo principalmente por medio de bancos comerciales, incluidas líneas de crédito, así como también a través de préstamos internos otorgados por Petrobras y la emisión de obligaciones en los mercados de capitales internacionales. En calidad de empresa offshore, no constituida en Brasil, PifCo no está legalmente obligada a obtener la aprobación previa por parte del Tesoro Nacional de Brasil antes de incurrir en deuda ni a registrarla en el Banco Central. Sin embargo, como parte de nuestra política, la emisión de cualquier tipo de título de deuda se realiza en base a la recomendación de nuestro Director Financiero, el Comité Ejecutivo o el Consejo de Administración de Petrobras, dependiendo del monto de capital total y del tipo de títulos a ser emitidos. Los fondos provenientes de las actividades de inversión de PifCo totalizaron U$S26 millones en 2008 en comparación con U$S5.945 millones en 2007, principalmente como resultado de una disminución en la cantidad de créditos a partes relacionadas y de las inversiones en títulos negociables que componen la cartera de un fondo que incluye inversiones en títulos de sociedades con fines específicos de Petrobras. Los fondos provenientes de las actividades de financiación de PifCo totalizaron U$S8.736 millones en 2008 comparado con U$S11.319 millones en 2007, principalmente como consecuencia de una disminución en los fondos provenientes de préstamos a corto plazo otorgados por Petrobras y en los fondos provenientes de la emisión de deuda a largo plazo. Origen de Fondos Fondos de PifCo Al 31 de diciembre de 2008, los fondos e inversiones equivalentes de PifCo totalizaron U$S288 millones comparado con U$S675 millones al 31 de diciembre de 2007. Los fondos aplicados a las Monto Exigible (en millones de U$S) 529 878 335 335 384 2.554 5.015 103 Cuentas a Cobrar de PifCo • U$S631 millones en líneas de crédito a largo plazo con vencimiento entre 2009 y 2017, en comparación con U$S646 millones al 31 de diciembre de 2007. Al 31 de diciembre de 2008, PifCo había utilizado todos los fondos disponibles en virtud de las líneas de crédito para financiar importaciones y exportaciones de crudo y productos derivados del petróleo; y • U$S358 millones en virtud del contrato de préstamo con Malha Gas Investment Co. Ltd. (M‐GIC), que actúa en carácter de Agente de Crédito del JBIC (Banco para Cooperación Internacional de Japón). Este préstamo devenga intereses a la tasa Libor más 0,8% anual, pagaderos semestralmente. El monto de capital se cancelará en forma semestral desde el 15 de diciembre de 2009 hasta el 15 de diciembre de 2014. Las cuentas a cobrar a partes relacionadas aumentaron 62,3% a U$S24.155 millones al 31 de diciembre de 2008 de U$S14.886 millones al 31 de diciembre de 2007, principalmente como resultado de un aumento en el volumen de ventas de crudo y productos derivados del petróleo como consecuencia básicamente de un incremento en el precio promedio del crudo y productos derivados del petróleo en el mercado internacional. Deudas a Corto Plazo de PifCo Las deudas a corto plazo de PifCo están denominadas en dólares estadounidenses y consisten en líneas de crédito a corto plazo, préstamos de entidades financieras y la porción corriente de las líneas de crédito a largo plazo y préstamos de entidades financieras. Al 31 de diciembre de 2008, la deuda a corto plazo de PifCo totalizaba U$S143 millones, que incluía la porción corriente de líneas de crédito a largo plazo y préstamos de entidades financieras, en comparación con U$S311 millones de deuda a corto plazo al 31 de diciembre de 2007. La tasa de interés anual promedio ponderada de estas deudas a corto plazo era del 3,59% al 31 de diciembre de 2008, en comparación con 5,59% al 31 de diciembre de 2007. Al 31 de diciembre de 2008, PifCo no registraba líneas de crédito a corto plazo o préstamos de entidades financieras pendientes. El 11 de enero de 2008, PifCo reabrió la serie de sus Obligaciones Globales en circulación por U$S1.000 millones a la tasa del 5,875% con vencimiento el 1º de marzo de 2018, emitiendo un monto adicional de U$S750 millones en Obligaciones Globales. Las Obligaciones Globales son fungibles con las Obligaciones Globales originales a la tasa del 5,875% emitidas el 1º de noviembre de 2007, y devengan intereses anuales a la tasa del 5,875%, pagaderos semestralmente. El monto total de U$S1.750 millones en Obligaciones Globales a una tasa del 5,875% con vencimiento en 2018 se incluye en “Obligaciones Globales” en el cuadro que se presenta a continuación “Deuda Corriente y a Largo Plazo” . La porción corriente de los documentos a pagar de PifCo a partes relacionadas está compuesta por documentos a pagar a Petrobras y aumentó 5,7% a U$S25.353 millones al 31 de diciembre de 2008 de U$S23.978 millones al 31 de diciembre de 2007, principalmente como resultado de las necesidades de financiamiento de corto plazo de PifCo. Este incremento fue compensado parcialmente debido a que Brasoil asumió las obligaciones de PifCo a pagar a Petrobras por el monto de U$S8.231 millones, como consecuencia de la transferencia a Brasoil de las obligaciones a cobrar de PifCo por el mismo monto. El 31 de marzo de 2008, PifCo canceló U$S127 millones de capital de las Obligaciones Globales Step‐Up que vencían el 1º de abril de 2008. El 8 de mayo de 2008, PifCo canceló U$S224 millones de capital de las Obligaciones Senior que vencían el 9 de mayo de 2008. Deudas a Largo Plazo de PifCo Al 31 de diciembre de 2008, PifCo también tenía pendiente: Al 31 de diciembre de 2008, los préstamos a largo plazo pendientes de PifCo en entidades financieras eran los siguientes: • 104 U$S235 millones en Obligaciones Senior con vencimiento en 2011, y que devengan intereses a una tasa del 9,75%; • U$S332 millones (porción corriente de U$S67 millones) en relación con el programa de pago anticipado de exportaciones de Petrobras, U$S550 millones en Certificados Fiduciarios Senior a una tasa del 6,436% con vencimiento en 2015, y U$S200 millones en Certificados Fiduciarios Senior a una tasa del 3,748% con vencimiento en 2013; • U$S3.941 millones en Obligaciones Globales, que consisten en U$S374 millones en Obligaciones Globales con vencimiento en julio de 2013 que devengan intereses a una tasa anual del 9,125%; U$S577 millones en Obligaciones Globales con vencimiento en diciembre de 2018 que devengan intereses a una tasa anual del 8,375%; U$S398 millones en Obligaciones Globales con vencimiento en 2014 que devengan intereses a una tasa anual del 7,75%; U$S899 millones en Obligaciones Globales con vencimiento en octubre de 2016 que devengan intereses a una tasa anual del 6,125%; y U$S1.750 millones en Obligaciones Globales con vencimiento en marzo de 2018 que devengan intereses a una tasa anual del 5,875%. Las obligaciones devengan intereses pagaderos semestralmente y el producido de las mismas se utilizó para fines corporativos generales, incluyendo la financiación de la importación de productos derivados del petróleo y el pago de deuda relacionada con la actividad comercial y préstamos internos; y • consistió en una colocación privada en el mercado japonés, con garantía parcial del Banco para Cooperación Internacional de Japón (JBIC) y el propósito principal era penetrar en el mercado japonés, acceder a una nueva base de inversores y lograr un costo competitivo. Los bonos devengan intereses a una tasa anual del 2,15%, pagaderos semestralmente. En la misma fecha, PifCo celebró un acuerdo de swap con Citibank en virtud del cual canjeó el monto total de esta deuda por deuda denominada en dólares estadounidenses. La posición de PifCo en cartas de crédito irrevocables al 31 de diciembre de 2008 era de U$S628 millones en comparación con U$S730 millones al 31 de diciembre de 2007, a modo de respaldo de las importaciones de petróleo y derivados del petróleo y servicios relacionados. Al 31 de diciembre de 2008, PifCo tenía disponible líneas de crédito stand‐by por un monto de U$S546 millones, sin requisitos específicos de aplicación. PifCo no ha utilizado los fondos de estas líneas de crédito y hasta la fecha no tiene una fecha prevista para utilizar los mismos. En junio de 2008, PifCo emitió una garantía a International Finance Corporation – IFC por el monto de U$S40 millones para garantizar un contrato de préstamo celebrado por la afiliada Quattor Petroquímica en relación con la consolidación de activos petroquímicos por parte de Petrobras en la región sudeste de Brasil. En consecuencia, Quattor Petroquímica asumió la obligación de pagar intereses anuales, en reales, a una tasa anual del 1% sobre el monto garantizado por PifCo hasta el vencimiento del crédito en 2017, o hasta que se cumplan determinadas condiciones contractuales, cualquiera sea lo que ocurriera en primer lugar. Si PifCo debiera realizar pagos en virtud de la garantía, PifCo tendrá derecho a recuperar dichos pagos de Quattor Petroquímica. U$S386 millones (¥35.000 millones) en Bonos en yenes emitidos en septiembre de 2006 y con vencimiento en septiembre de 2016. La emisión 105 El siguiente cuadro indica el origen de la deuda corriente y a largo plazo de PifCo, al 31 de diciembre de 2008 y al 31 de diciembre de 2007: Entidades Financieras................................................... Obligaciones Senior...................................................... Obligaciones Globales Step‐up ..................................... Venta de derechos sobre cuentas a cobrar futuras ..... Activos relacionados con pagos anticipados de exportaciones a ser compensados con ventas de derechos sobre cuentas a cobrar futuras................... Obligaciones Globales .................................................. Bonos en yenes ............................................................ Deuda Total .................................................................. 31 de diciembre de 2008 31 de diciembre de 2007 Corriente Largo plazo Corriente Largo plazo (en millones de U$S) 143 989 311 1.040 11 235 239 235 — — 131 — 70 482 69 549 — 76 2 302 (150) 3.941 386 5.883 — 37 2 789 (150) 3.200 313 5.187 exclusivo cuya cartera estaba compuesta por títulos de deuda de algunas de las empresas de nuestro grupo por la suma de U$S749 millones y U$S856 millones, respectivamente. Una vez que el fondo compra los títulos, los montos relacionados junto con los intereses devengados se eliminan de la exposición de los títulos negociables y el financiamiento de proyectos. Véase la Nota 14 a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008. Deuda a Largo Plazo incurrida con posterioridad al 31 de diciembre de 2008 El 11 de febrero de 2009, PifCo emitió Obligaciones Globales por un total de U$S1.500 millones en el mercado de capitales internacional con vencimiento el 15 de marzo de 2019. Las Obligaciones Globales devengan intereses a una tasa anual del 7,875% pagaderos semestralmente a partir del 15 de septiembre de 2009. Los fondos obtenidos se utilizarán para fines corporativos generales incluyendo la financiación del Plan de Negocios 2009‐2013. El costo estimado de la oferta fue de U$S6 millones, con un descuento de U$S26 millones y una tasa de interés anual efectiva del 8,187%. Las Obligaciones Globales constituyen obligaciones senior generales no garantizadas y no subordinadas de PifCo y están garantizadas por Petrobras en forma incondicional e irrevocable. Convenios No Incluidos en el Balance Como se ha indicado anteriormente, los financiamientos de proyectos se registran en el balance general. Al 31 de diciembre de 2008, ni Petrobras ni PifCo tenían convenios fuera del balance que tuvieran o pudieran tener, en forma razonable, un efecto significativo sobre la situación financiera, los ingresos o gastos, los resultados de las operaciones, la liquidez, las inversiones o los recursos de capital de Petrobras. Entre el 24 de marzo de 2009 y el 20 de mayo de 2009, PifCo tomó fondos por un total de U$S4.000 millones en virtud de líneas de crédito con Banco Santander, S.A., Citibank N.A., HSBC Bank USA, N.A., y JPMorgan Chase Bank, N.A. Los préstamos vencerán en 2011 y devengan intereses a una tasa inicial de Libor más spreads que reflejan las tasas vigentes al momento en que se contrae la deuda. PifCo utilizará los fondos para comprar petróleo en el mercado internacional para su posterior venta a Petrobras y para comprar las exportaciones de petróleo de Petrobras. Aplicación de los Fondos Inversiones En 2008 invertimos un total de U$S29.874 millones, que representa un aumento de 42,4% comparado con U$S20.978 millones en 2007. Nuestras inversiones en 2008 se destinaron principalmente a incrementar la capacidad de producción en la Cuenca Campos, a la modernización de nuestras refinerías y a la ampliación de nuestro sistema de transporte y distribución por conductos. Del total de inversiones realizadas en 2008, invertimos U$S14.293 millones Títulos Extinguidos Al 31 de diciembre de 2008 y al 31 de diciembre de 2007, la Compañía había invertido montos en el exterior en un fondo de inversión 106 en proyectos de exploración y desarrollo (47,8% en financian a través de financiamiento de proyectos. la Cuenca Campos), que incluyen inversiones que se El siguiente cuadro presenta nuestra inversión consolidada (incluyendo el financiamiento de proyectos y la inversión en centrales termoeléctricas a gas) correspondiente a cada uno de los segmentos de negocio en 2008, 2007 y 2006: Exploración y Producción ................................................................................ Suministro ....................................................................................................... Distribución ..................................................................................................... Gas y Energía................................................................................................... Internacional ……………………………………………………………. Exploración y Producción............................................................................ Suministro................................................................................................... Distribución................................................................................................. Gas y Energía .............................................................................................. Corporativo ..................................................................................................... Total ................................................................................................................ El 23 de enero de 2009 anunciamos nuestro Plan de Negocios 2009‐2013 que contempla una inversión total presupuestada de U$S174.400 millones en el período 2009‐2013, de los cuales aproximadamente U$S158.200 millones se destinarán a nuestras actividades en Brasil y U$S16.200 millones a nuestras actividades en el exterior. Estimamos que la mayor parte de nuestra inversión correspondiente al período 2009‐2013, aproximadamente U$S104.600 millones, se destinará a exploración y producción, de los cuales U$S91.900 millones se invertirán en actividades de la Compañía en Brasil (de los cuales U$S28.000 millones se destinarán a secciones anteriores al estrato de sal). Nuestro Plan de Negocios 2009‐2013 contempla mayores inversiones en las operaciones de petróleo y gas en Brasil. Estimamos que de los U$S158.200 millones de inversiones en Brasil hasta 2013, por lo menos U$S100.700 millones (64%) se utilizarán para pagar equipos y servicios suministrados por contratistas, proveedores y otros prestadores de servicios brasileños. Segmento de Exploración Producción: U$S13.000 millones; • Segmento de Suministro: U$S7.900 millones; • Segmento de Distribución: U$S300 millones; • Segmento de Gas y Energía: U$S3.200 millones; • Segmento Internacional: U$S3.000 millones; • Segmento millones; y • Nuestra subsidiaria Petrobras Biocombustível: U$S400 millones. Corporativo: U$S800 Proyectamos financiar nuestras inversiones presupuestadas principalmente mediante fondos generados internamente, emisiones en los mercados de capitales internacionales, préstamos para financiar proyectos, préstamos bancarios y otras fuentes de capital. Como resultado de las condiciones del mercado y del costo y la disponibilidad de los fondos necesarios, la inversión real podría diferir considerablemente de las cifras antes presentadas. Nuestro presupuesto de inversiones para 2009, incluido el financiamiento de proyectos, es de U$S28.600 millones, distribuido del siguiente modo: • Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 2007 2006 (en millones de U$S) 14.293 9.448 7.329 7.234 4.488 1.936 309 327 351 4.256 3.223 1.664 2.734 2.555 2.304 102 247 202 20 37 77 52 25 54 628 726 874 29.874 20.978 14.643 y 107 Dividendos Los dividendos e intereses sobre el capital se pagarán en las fechas establecidas en la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Estos montos se ajustarán de acuerdo con la tasa de interés SELIC desde el 31 de diciembre de 2008 hasta la fecha de pago inicial. El primer pago se programó para el 24 de abril de 2009, pero no se realizó hasta el 29 de abril de 2009 debido a que un tribunal de Rio de Janeiro dictó una medida de carácter compulsivo, restrictivo o prohibitivo (injunction) que fue rápidamente anulada. En la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 8 de abril de 2009 se aprobó una distribución de dividendos por el monto de U$S4.242 millones. Esta propuesta cumple con nuestros estatutos en relación con los derechos garantizados de las acciones preferidas e incluye intereses sobre el capital ya aprobados por el Consejo de Administración. Obligaciones Contractuales Petrobras El siguiente cuadro presenta un resumen de nuestras obligaciones contractuales al 31 de diciembre de 2008: Total Obligaciones Contractuales Rubros del Balance: Obligaciones de deuda a largo plazo .......................................... Obligaciones por fondo de pensión (1) ....................................... Obligaciones por financiamiento de proyectos ........................... Obligaciones por arrendamiento de capital (financiación) ......... Total Rubros del Balance ........................................................ Otras Obligaciones Contractuales a Largo Plazo Acuerdos de transporte en firme de Gas Natural........................ Obligaciones de servicios contratados ........................................ Contratos de suministro de gas natural ...................................... Obligaciones de arrendamiento operativo.................................. Obligaciones de compra .............................................................. Obligaciones de compra internacional ........................................ Total Otras Obligaciones a Largo Plazo ................................... Total ................................................................................... 17.562 16.168 6.795 595 41.120 5.108 44.843 11.687 23.166 5.154 10.933 100.891 142.011 Pagos con vencimiento, por período ≥ 1 año 1‐3 años 3‐5 años (en millones de U$S) 1.531 6.392 3.363 923 2.124 2.555 1.780 1.407 670 251 302 30 4.485 10.225 6.618 457 921 931 17.273 16.166 5.621 1.112 1.938 2.178 4.271 7.975 6.254 1.446 1.284 595 1.543 6.229 1.449 26.102 34.513 17.028 30.587 44.738 23.646 ≥ 5 años 6.276 10.566 2.938 12 19.792 2.799 5.783 6.459 4.666 1.829 1.712 23.248 43.040 (1) Las obligaciones del plan de pensión están garantizadas por activos por un monto de U$S14.115 millones. Estos activos se presentan como una reducción del pasivo actuarial neto. Véase la Nota 16(f) a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008. PifCo El siguiente cuadro presenta un resumen de las obligaciones contractuales de PifCo al 31 de diciembre de 2008, y el período en el cual vencen dichas obligaciones: Obligaciones Contractuales Deuda a largo plazo....................................................................... Obligaciones de compra —Largo plazo ......................................... Obligaciones de arrendamiento operativo.................................... Total .............................................................................................. Total 6.081 2.448 11 8.540 108 Pagos con vencimiento, por período ≥ 1 año 1‐3 años 3‐5 años (en millones de U$S) 198 866 1.253 1.246 912 145 1 3 4 1.445 1.781 1.402 ≥ 5 años 3.764 145 3 3.912 posibles. Las reservas probables son aquellas con mayor probabilidad de ser recuperadas y las reservas posibles son aquellas con menor probabilidad de ser recuperadas. Políticas Contables y Estimaciones Relevantes El siguiente análisis describe las áreas que requieren mayor evaluación o implican un mayor grado de complejidad en la aplicación de las políticas contables que afectan actualmente nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones. Las estimaciones contables que se realizan en este contexto requieren la consideración de supuestos sobre cuestiones altamente inciertas. De cualquier forma, si se hubieran efectuado otras estimaciones o si ocurren cambios en las estimaciones entre un período y otro, nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones podrían verse significativamente afectados. La estimación de las reservas probadas es un proceso continuo que tiene en cuenta datos geológicos y de ingeniería tales como el perfil de producción de los pozos, datos de presión, información de testigos coronas. Las reservas probadas también pueden dividirse en dos categorías: desarrolladas y no desarrolladas. Las reservas probadas desarrolladas son las que se estima recuperar de los pozos existentes, incluidas las reservas en los conductos, o cuando los costos necesarios para que los pozos comiencen a producir son relativamente bajos. Para las reservas probadas no desarrolladas son necesarias inversiones significativas, incluida la perforación de pozos y la construcción de instalaciones de producción y de transporte. Este análisis incluye sólo las estimaciones que se consideran más importantes teniendo en cuenta el grado de incertidumbre y la posibilidad de un impacto significativo en el caso de utilizar estimaciones diferentes. Existen muchas otras áreas en las que se utilizan estimaciones sobre cuestiones inciertas, pero el efecto razonablemente probable de una modificación en las estimaciones o de estimaciones diferentes no es significativo en la presentación de los estados contables de la Compañía. Utilizamos el método contable del “esfuerzo exitoso” en relación con nuestras actividades de exploración y producción. Según este método, los costos se acumulan sobre la base de yacimiento por yacimiento y determinados gastos de exploración y de pozos exploratorios secos se imputan a pérdidas del ejercicio en el que se incurrieron. Los pozos exploratorios a través de los cuales se encuentra petróleo y gas en un área que requiere mayores inversiones antes de comenzar la producción se evalúan anualmente para garantizar que se han encontrado reservas en cantidades comerciales o que existen trabajos exploratorios adicionales en curso o planeados para ser ejecutados en un plazo razonable respecto al ciclo de desarrollo de Petrobras y teniendo en cuenta los plazos establecidos por la ANP. Los costos de los pozos exploratorios que no cumplen con alguno de esos criterios son contabilizados como gastos. Los costos de los pozos productivos y de los pozos secos de desarrollo se activan y amortizan por el método de unidad de producción, debido a que este método contabiliza de forma más puntual el éxito o fracaso de nuestras actividades de exploración y producción. Reservas de Petróleo y Gas Las evaluaciones de las reservas de petróleo y gas constituyen un factor importante para la efectiva administración de los activos upstream. Resultan útiles para la toma de decisiones acerca de inversiones relativas a activos petroleros y de gas. Las cantidades de reservas de petróleo y gas también se utilizan como base para calcular la tasa de depreciación en función de las unidades de producción y para evaluar la disminución del valor. Las reservas de petróleo y gas se dividen en reservas probadas y no probadas. Las reservas probadas reflejan las cantidades estimadas de petróleo crudo, gas natural y líquidos de gas natural que, según datos geológicos y de ingeniería, se prevé con razonable certeza serán recuperables de reservorios en ejercicios futuros en las condiciones económicas y operativas existentes, es decir, a los precios y costos existentes a la fecha de la estimación. Las reservas no probadas son aquellas con menor certeza razonable de recuperabilidad y se clasifican en probables o 109 Impacto de las Reservas de Petróleo y Gas en la Depreciación y el Agotamiento Como parte de nuestro programa de administración, realizamos análisis de valuación de activos en forma constante. Estos análisis controlan el rendimiento de los activos en relación con los objetivos corporativos. También sirven para analizar si el valor contable de cualquiera de nuestros activos puede o no ser recuperable. Al realizar estos análisis es necesario, además de calcular el volumen de las reservas de gas y petróleo, calcular el precio futuro del gas y el petróleo. El cálculo de la depreciación y el agotamiento por unidad de producción es un dato contable fundamental que mide la depreciación y el agotamiento de los activos upstream. Es la relación entre (i) los volúmenes reales producidos y (ii) las reservas probadas totales desarrolladas (aquellas reservas probadas recuperables a través de pozos existentes con equipos y métodos disponibles) aplicada a (iii) el costo de los activos. Las reservas probadas no desarrolladas se incluyen en la amortización de los costos de adquisición de arrendamientos. Los volúmenes producidos y el costo de los activos son conocidos y si bien las reservas probadas desarrolladas tienen una alta probabilidad de recuperación, se calculan utilizando parámetros relativamente variables. La variabilidad de los parámetros puede arrojar revisiones positivas o negativas de las reservas probadas en los yacimientos existentes, a medida que se adquiere más información a través de investigación y producción. Como resultado de estas revisiones, nuestras reservas probadas registraron un aumento de 162,7 mmboe en 2008, 762,9 mmboe en 2007 y 425,5 mmboe en 2006. En general, no consideramos que una baja temporaria del precio del petróleo constituya un factor detonante para la realización de análisis de pérdida de valor. Los mercados de petróleo crudo y gas natural se caracterizan por sus antecedentes de alta volatilidad en los precios. Aunque a veces los precios puedan caer estrepitosamente, los precios de la industria en el largo plazo continuarán siendo determinados por la oferta y la demanda. Por consiguiente, todos los análisis de pérdida de valor que se realizan consideran los supuestos sobre los precios a largo plazo para los mercados del crudo y del gas natural. Se trata de los mismos supuestos de precios que se utilizan en nuestros procesos de planificación y presupuesto, y en la toma de decisiones sobre inversiones, y se consideran cálculos razonables y conservadores teniendo en cuenta los indicadores de mercado y los antecedentes. Si el precio del petróleo y del gas cayera significativamente en el futuro, podría producirse una desvalorización de los activos si esa baja fuera considerada como una tendencia a largo plazo. Además, los cambios significativos estimados en la curva de producción, en los descuentos y/o costos de producción o extracción pueden afectar los análisis de pérdida de valor de los activos. Si bien estas incertidumbres son inherentes al proceso de estimación, los cargos por desvalorización de activos en los años anteriores no fueron significativos en relación con el valor total de los yacimientos de gas y petróleo en producción: U$S519 millones en 2008, U$S271 millones en 2007 y U$S21 millones en 2006. En base a nuestra experiencia, la Compañía estima que la futura variabilidad de las estimaciones tendrá un impacto leve en los activos y en los gastos. Impacto de las Reservas de Petróleo y Gas y de los Precios en la Realización del Análisis de Pérdida de Valor Al 31 de diciembre de 2008, los bienes de uso, neto de agotamiento acumulado, ascendían a U$S85.000 millones. Una parte sustancial de ese monto consistía en yacimientos petrolíferos y gasíferos en producción. Estas propiedades son revisadas para detectar la pérdida de valor cada vez que algún acontecimiento o cambio de circunstancias indique que los montos netos contables podrían no ser recuperados. Se estiman los flujos de fondos futuros y descontados de las propiedades afectadas para evaluar la recuperabilidad de los montos netos contabilizados. Por lo general, los análisis se basan en las reservas probadas, excepto en circunstancias donde es probable que se desarrollen reservas adicionales no probadas que contribuyan en el futuro a aumentar los flujos de fondos; el porcentaje de reservas probables que incluimos en los flujos de fondos no excede nuestros porcentajes históricos de éxito en el desarrollo de reservas probables. 110 Plan de Pensión y Otros Beneficios Posteriores al Retiro Petrobras adopta una tabla de mortalidad relacionada con los supuestos actuariales de nuestros planes de pensión y de salud en Brasil. Esta tabla de mortalidad refleja los cambios relacionados con el perfil de los empleados, retirados y jubilados, sobre la base de tablas de longevidad, edad de invalidez y mortalidad entre los inválidos. La determinación de los gastos y obligaciones de la Compañía en relación con el plan de pensión y otros beneficios posteriores al retiro implica la utilización de evaluaciones para la determinación de los supuestos actuariales. Estos supuestos incluyen el cálculo estimativo de mortalidad futura, el retiro de fondos, cambios en la tasa de compensación y de descuento para reflejar el valor tiempo del dinero así como también la tasa de retorno sobre los activos del plan. Estos supuestos se revisan por lo menos una vez al año y pueden diferir significativamente de los resultados reales debido a cambios producidos en las condiciones económicas y de mercado, cambios normativos, resoluciones judiciales, tasas de retiro de fondos más altas o más bajas o períodos de vida más cortos o más largos de los participantes. El aumento progresivo de la longevidad ejerce un impacto directo sobre el volumen calculado y provisionado de compromisos y obligaciones dentro del plan y en el pasivo de la Compañía en el rubro “Obligaciones por beneficios posteriores al retiro de los empleados – Plan de pensión” y en el patrimonio neto en el rubro “Ajustes de reservas por beneficios posteriores al retiro, neto de impuestos – costo del plan de pensión”. El cambio en la tabla de mortalidad afecta los resultados de los años subsiguientes al 2004, debido a un aumento en los gastos relacionados con los costos financieros y de amortización de “Ajustes de reservas por beneficios posteriores al retiro, neto de impuestos – plan de pensión”. La Compañía contabiliza los Beneficios de los Empleados posteriores al Retiro y Otros Beneficios de acuerdo con las Declaraciones Nº 87, 88, 106, 132(R) y 158 del FASB. Estas normas exigen que la Compañía reconozca el estado de fondos excedentarios o deficitarios de cada uno de los planes de pensión definidos y otros planes de beneficios posteriores al retiro como un activo o pasivo y que se reflejen los cambios en el estado de fondos en “Otros Ingresos Totales Acumulados,” como un componente independiente del patrimonio neto. Los “ajustes de reservas por beneficios posteriores al retiro, neto de impuestos – costo del plan de pensión” son valores calculados como la diferencia entre la actualización prevista del valor neto de las obligaciones de acuerdo con los supuestos actuariales y la variación efectiva a lo largo del tiempo. Estos montos deben ser amortizados e imputados a resultados de los ejercicios subsiguientes a lo largo de la expectativa de vida promedio de los miembros del plan de pensión. Véase la Nota 16 a nuestros estados contables consolidados auditados al 31 de diciembre de 2008. De acuerdo con los requerimientos de la SFAS 87 y las interpretaciones subsiguientes, la tasa de descuento debe tomar como base el valor actual para pagar las obligaciones relacionadas con el plan de pensión. Al aplicar los lineamientos de la SFAS 87 en Brasil, que ha estado sujeto a inflación, se generan determinadas cuestiones como por ejemplo: la capacidad de una empresa para pagar sus obligaciones de pensión en un momento futuro puede no existir debido a que es posible que no existan localmente instrumentos financieros a largo plazo apropiados. En 2008, Petrobras comenzó a contabilizar los gastos por beneficios de empleados respecto de participantes no activos como parte de gastos operativos en lugar de gastos no operativos. Esta reclasificación no tuvo efecto alguno en nuestro resultado neto consolidado, salvo la incorporación de información en nuestro estado de resultados consolidado. Si bien el mercado brasileño ha demostrado signos de estabilidad, tal como lo reflejan las tasas de interés del mercado, estas tasas pueden no ser estables. Litigios, Determinaciones Impositivas y Otras Contingencias Se han iniciado demandas por montos substanciales contra la Compañía durante el curso 111 normal de los negocios. A veces la Compañía es considerada responsable por derrames y pérdidas de productos químicos y derivados del petróleo que ocurren desde sus activos operativos. De conformidad con los lineamientos establecidos en los principios contables generalmente aceptados de los EE.UU., la Compañía constituye una previsión para cubrir estos costos cuando es probable que se haya incurrido en una responsabilidad y se la puede calcular con razonable precisión. Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía había constituido una previsión de U$S379 millones en concepto de contingencias por litigios. Se requiere una evaluación intensiva por parte de la Dirección para cumplir con estos lineamientos que incluye un análisis conjunto por parte de nuestra Dirección y asesores legales teniendo en cuenta los hechos y circunstancias pertinentes. Consideramos que los pagos necesarios para cancelar los montos relacionados con estas demandas, en caso de resultar parte perdidosa, no variarán significativamente de los costos estimados por la Compañía y, por lo tanto, no tendrán un efecto negativo substancial sobre las operaciones o flujos de fondos de la Compañía. En ejercicios anteriores, la diferencia entre el pago real efectuado y el monto de la previsión, en relación con el cálculo de la contingencia, fue mínima y no produjo un impacto substancial sobre el estado de resultados correspondiente al período de pago. En los últimos cinco años, los pagos anuales en efectivo por contingencias relacionadas con demandas contra Petrobras, la compañía controlante, ascendieron a un monto promedio de U$S104 millones por año. disponible sobre los costos y planes aplicables de saneamiento. El monto total de los costos estimados sobre una base de descuento en relación con la previsión por baja de activos y saneamiento ambiental fue de U$S2.825 millones al 31 de diciembre de 2008. La estimación de los costos de baja y retiro de activos y de saneamiento ambiental requiere complejas operaciones de cálculo que implican necesariamente una evaluación significativa debido a que nuestras obligaciones duran varios años, los contratos y la normativa aportan descripciones vagas acerca de las prácticas y criterios aplicables en el retiro de activos y saneamiento ambiental y además, la tecnología y los costos de remoción de activos cambian constantemente, así como las consideraciones políticas, medio‐ambientales y de seguridad y relaciones públicas. En consecuencia, existe gran incertidumbre acerca de la frecuencia y los montos de los futuros flujos de fondos. Sin embargo, dado el significativo plazo de tiempo hasta la fecha límite de baja, cualquier cambio en las especificaciones tecnológicas, los requisitos legales u otros factores no tendrá un efecto adverso significativo en ningún período específico. En 2008 la Compañía analizó y revisó los costos estimados asociados al abandono de pozos y el desmantelamiento de áreas de producción de gas y petróleo, teniendo en cuenta nueva información sobre la fecha prevista de abandono y cálculos revisados del costo de abandono. Las variaciones en la obligación estimada por baja de activos estuvo relacionada principalmente con la declaración de nuevos yacimientos como económicamente viables y cambios en los cálculos revisados del costo de abandono suministrados por joint‐ventures no operadas. Véase la Nota 9(a) nuestros estados contables auditados al 31 de diciembre de 2008 en relación con un resumen de las variaciones anuales de la previsión por abandono. Obligación de Baja de Activos y Saneamiento Ambiental De conformidad con diversos contratos, permisos y normas, Petrobras tiene la obligación legal de retirar los equipos y restituir la tierra o el lecho marino al término de las operaciones en los emplazamientos de producción. Nuestra principal obligación de retiro de activos está relacionada con la remoción y disposición de las instalaciones de producción de petróleo y gas en mar abierto en todo el mundo. Constituimos una previsión por los costos de descuento estimados de desmantelamiento y remoción de estas instalaciones al momento de la instalación de los activos. También calculamos los costos de las actividades futuras de limpieza y saneamiento del medio ambiente tomando como base la información Operaciones con Derivados La SFAS 133 exige que una entidad reconozca los derivados como activo o pasivo en el balance general y los contabilice según el valor razonable. La contabilización de las operaciones con instrumentos derivados requiere que la Compañía realice una evaluación para llegar a los supuestos necesarios para calcular los valores razonables utilizados como base para el reconocimiento de los instrumentos derivados en 112 los estados contables. Esta valuación puede depender del uso de cálculos tales como el cálculo de los precios futuros, de las tasas de interés a largo plazo y de los índices de inflación, y su complejidad aumenta cuando los instrumentos valuados no tienen contrapartidas con características similares que se negocien en un mercado activo. la Ley Nº 11.638/07 con excepción de los dividendos a pagar y la participación en las ganancias pagadera a nuestros empleados, que se basan en el resultado neto calculado conforme a los principios contables generalmente aceptados de Brasil. En 2008, se sancionó la Medida Provisoria Nº 449/08 en virtud de la cual se crea un régimen impositivo de transición que permite que los cambios a los principios contables generalmente aceptados de Brasil introducidos por la Ley Nº 11.638/07 tengan un efecto neutro desde el punto de vista impositivo hasta que entre en vigencia legislación adicional que regule el efecto impositivo de los nuevos principios contables. La adopción del régimen impositivo de transición es opcional para los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2009 y obligatoria a partir del ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2010. Los efectos impositivos provisionales generados por la adopción de este régimen impositivo de transición se contabilizan en nuestros estados contables como impuesto a las ganancias diferido. En el curso de la actividad comercial de la Compañía se han celebrado contratos que cumplen con la definición de derivados establecida en la SFAS 133, algunos de los cuales no resultaron aptos para la contabilidad de cobertura. En relación con la mayoría de estos contratos no se ha considerado probable que las estimaciones del valor razonable de dichos instrumentos derivados tengan un impacto substancial en la posición financiera de la Compañía si se hubieran utilizado diferentes estimaciones, dado que la mayoría de los instrumentos derivados de la Compañía son instrumentos tradicionales extrabursátiles con vencimientos a corto plazo. Impacto de las Nuevas Normas Contables Los principios contables generalmente aceptados de Brasil (GAAP de Brasil) se encuentran en proceso de adoptar los principios de las Normas Internacionales sobre Información Financiera (IFRS) SFAS 157 El 1º de enero de 2008, Petrobras adoptó la Declaración Nº157 del FASB, Medición del Valor Razonable (“SFAS 157”), que fue modificada en febrero de 2008 por la posición del FASB (FSP) SFAS No. 157‐1, Aplicación de la SFAS 157 a la SFAS 13 y sus Pronunciamientos Contables Interpretativos Relacionados relativos a las Transacciones de Arrendamiento de Capital, y FSP SFAS 157‐2, Fecha de Vigencia de SFAS 157, que postergó la aplicación por parte de Petrobras de SFAS 157 en relación con activos y pasivos no financieros extraordinarios hasta el 1º de enero de 2009. La SFAS 157 fue modificada adicionalmente en octubre de 2008 mediante FSP SFAS 157‐3, “Determinación del Valor Razonable de un Activo Financiero cuando el Mercado para dicho Activo se encuentra Inactivo,” que brinda aclaraciones respecto de la aplicación de la SFAS 157 a activos que participan en mercados que se encuentran inactivos. La Ley Nº11.638/07, sancionada en 2007, introdujo cambios en la Ley de Sociedades brasileña a fin de compatibilizar los principios contables generalmente aceptados de Brasil con las Normas Internacionales sobre Información Financiera (IFRS) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB). La transición de los principios contables generalmente aceptados de Brasil a las Normas Internacionales sobre Información Financiera se realiza en forma gradual a medida que se emiten los pronunciamientos contables. Los nuevos pronunciamientos tuvieron un impacto sobre los estados contables confeccionados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados de Brasil correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2008. En consecuencia, también se vio afectada la base para calcular las distribuciones de dividendos y de participaciones en las ganancias a nuestros empleados. Los estados contables de la Compañía confeccionados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados de los EE.UU. no se vieron afectados por La SFAS 157 define el valor razonable, establece un marco para la medición del valor razonable y amplía la información relativa a la medición del valor razonable. No exige nuevas mediciones del valor razonable pero se aplicaría a 113 activos y pasivos que deben ser contabilizados a valor razonable en virtud de otros principios contables. adquisición; los cambios en la provisión por valuación de activos por impuestos diferidos y las incertidumbres respecto del impuesto a las ganancias luego de la adquisición en general se reconocerán como cargo por impuesto a las ganancias; las obligaciones contingentes adquiridas se contabilizarán a valor razonable en la fecha de adquisición y posteriormente se calcularán como el monto mayor entre dicho monto y el monto determinado “en virtud de los lineamientos existentes relativos a contingencias no adquiridas”. La SFAS 141‐R también incluye una serie de nuevos requisitos de presentación de información. El impacto de la aplicación de la SFAS 141‐R en los estados contables consolidados dependerá de las combinaciones de negocios que se realicen durante 2009 y de allí en adelante. La implementación de la SFAS 157 no tuvo un impacto significativo en los estados contables consolidados, salvo la incorporación de información adicional en la Nota 21 a nuestros estados contables consolidados. SFAS 159 En febrero de 2007, el FASB emitió la Declaración N°159 “La Opción de Valor Razonable para Activos y Pasivos Financieros” (“SFAS 159”). La SFAS 159 permite la medición de determinados instrumentos financieros a valor razonable. Las entidades pueden optar por valuar rubros elegibles a valor razonable en determinadas fechas, contabilizando las ganancias y pérdidas no realizadas en relación con dichos rubros en los resultados correspondientes a cada período subsiguiente de presentación de información. Petrobras adoptó esta Declaración a partir del 1º de enero de 2008, pero no hizo una opción de valor razonable en ese momento o durante el resto de 2008 respecto de ningún instrumento financiero aún no contabilizado a valor razonable de acuerdo con otros principios contables. En consecuencia, la adopción de SFAS 159 no tuvo un impacto significativo sobre nuestros estados contables consolidados. SFAS 160 En diciembre de 2007, el FASB emitió la Declaración Nº 160, “Participaciones Minoritarias en los Estados Contables Consolidados, una modificación de ARB Nº 51” (“SFAS 160”), que establece nuevas normas contables y de presentación de información en relación con la participación minoritaria en una subsidiaria y la desconsolidación de una subsidiaria. La SFAS 160 exige el reconocimiento de las participaciones minoritarias como capital propio en los estados contables consolidados y en forma separada del capital de la sociedad controlante. El monto de utilidad neta correspondiente a la participación minoritaria se incluirá en la utilidad neta consolidada en el estado de resultados. Los cambios en el porcentaje de participación de la sociedad controlante deben contabilizarse como transacciones de capital y cuando se desconsolida una subsidiaria, toda inversión minoritaria en la ex subsidiaria debe calcularse inicialmente a valor razonable. La SFAS 160 también incluye requisitos adicionales de presentación de información en relación con la participación de la sociedad controlante y su participación minoritaria y es aplicable para los ejercicios, y períodos intermedios dentro de dichos ejercicios, a partir del 15 de diciembre de 2008. La aplicación de la SFAS 160 modificará la presentación del estado de resultados y del balance de Petrobras, debido a la reclasificación de la participación minoritaria. SFAS 141‐R En diciembre de 2007, el FASB emitió la Declaración Nº 141 (revisión de 2007), “Combinaciones de Negocios” (“SFAS 141‐R”), que tendrá vigencia en relación con transacciones relativas a combinaciones de negocios con fecha de adquisición posterior al 1º de enero de 2009. Esta norma exige que la entidad adquirente en una combinación de negocios reconozca los activos adquiridos, las obligaciones asumidas y las participaciones minoritarias en la entidad adquirida a la fecha de adquisición, para ser medidos a valor razonable. La SFAS 141‐R modifica el tratamiento contable en relación con los siguientes conceptos: los costos relacionados con la adquisición y costos de reestructuración generalmente se imputarán a resultados del ejercicio en el que se incurrieron; investigación y desarrollo durante el proceso se contabilizarán a valor razonable como un activo intangible de vida útil indefinida a la fecha de 114 EITF 08‐6 metodología para determinar si una sociedad es la beneficiaria principal de una EIV, si ha proporcionado respaldo financiero u otro tipo de respaldo que la empresa no está obligada contractualmente a proporcionar, y otra información cualitativa y cuantitativa. Petrobras no registró transferencias de activos financieros dentro del alcance de esta FSP. Esta FSP entró en vigencia el 31 de diciembre de 2008 y en la Nota 14 a nuestros estados contables se ha incluido información adicional relacionada con EIVs. En noviembre de 2008, el FASB logró consenso en relación con la Issue 08‐6 del Grupo de Trabajo sobre Aspectos Emergentes, “Consideraciones sobre la Contabilidad de las Inversiones según el Método del Patrimonio” (“EITF 08‐6”), que se publicó para aclarar de qué forma la aplicación de la contabilidad según el método del patrimonio se verá afectada por la SFAS 141(R) y la SFAS 160. La EITF 08‐6, entre otros requerimientos, determina que un inversor según el método del patrimonio contabilizará una emisión de acciones por parte de la entidad en la cual se invierte como si el inversor hubiera vendido una participación proporcional de su inversión. Toda ganancia o pérdida del inversor resultante de la emisión de acciones por parte de la entidad en la cual se invierte se reconocerá en los resultados. La Issue 08‐6 entró en vigencia el 1º de enero de 2009 y será aplicable de allí en adelante. SFAS 161 En marzo de 2008, el FASB emitió la Declaración No. 161, “Revelación de Información sobre Instrumentos Derivados y Actividades de Cobertura” – una modificación de FASB No. 133 (“SFAS 161”), que amplía los requerimientos de revelación de información de la Declaración No. 133, “Contabilidad para Instrumentos Derivados y Actividades de Cobertura” (“SFAS 133”) e interpretaciones relacionadas. Esta declaración exige mayor información sobre (a) cómo y por qué una entidad utiliza instrumentos derivados, (b) cómo se contabilizan los instrumentos derivados e ítems cubiertos relacionados conforme a la SFAS 133 y sus interpretaciones relacionadas, y (c) cómo los instrumentos derivados y los ítems cubiertos relacionados afectan la situación financiera, la gestión financiera y el flujo de efectivos de una entidad. Esta declaración es aplicable a estados contables intermedios y anuales a partir del primer trimestre de 2009. Petrobras adoptó la SFAS 161 con anticipación, y su implementación no tuvo un impacto substancial en sus estados contables consolidados, salvo la incorporación de información en la Nota 20 a nuestros estados contables consolidados. (FSP) 132(R)‐1 En diciembre de 2008, el FASB emitió la posición del FASB (FSP) No. 132(R)‐1, “Revelación de Información de los Empleadores sobre los Activos del Plan de Beneficios posteriores al Retiro” (“(FSP) 132(R)‐1”), que modifica la SFAS 132(R) para suministrar pautas acerca de la revelación de información por parte del empleador sobre los activos de un plan de pensión con beneficios definidos u otro plan posterior al retiro. Esta posición FSP exige información sobre: (a) Políticas y Estrategias de Inversión; (b) Categorías de Activos del Plan; (c) Mediciones del Valor Razonable de los Activos del Plan; y (d) Concentraciones Significativas de Riesgo. Esta FSP se aplica a estados contables a partir de 2009; los estados contables consolidados de Petrobras se verán afectados solamente por la incorporación de información adicional. Investigación y Desarrollo Petrobras está ampliamente comprometida con las actividades de investigación y desarrollo como medio para alcanzar nuevas metas de producción y lograr una mejora continua en las operaciones. Petrobras cuenta con antecedentes de logros en el desarrollo e implementación de tecnologías innovadoras, incluyendo métodos de perforación, terminación y producción en pozos en aguas cada vez más profundas. Petrobras es una de las compañías petroleras que más invierte en investigación y desarrollo a nivel mundial y destina un gran porcentaje de sus ingresos a las actividades FSP SFAS 140‐4 y FIN 46(R)‐8 En diciembre de 2008, el FASB emitió FSP SFAS 140‐4 y FIN 46(R)‐8, “Revelación de Información sobre Transferencias de Activos Financieros” y “Participación en Entidades de Interés Variable” (“SFAS 140‐4” y “FIN 46(R)‐8”). Esta FSP requiere información adicional sobre la participación de una sociedad en una entidad de interés variable (“EIV”) y determinadas transferencias de activos financieros a entidades con un fin específico y EIVs. Esta FSP requiere la 115 de investigación y desarrollo. En 2008, invertimos U$S941 millones en investigación y desarrollo, equivalente al 0,8% de los ingresos operativos netos. En 2007, invertimos U$S881 millones en investigación y desarrollo, equivalente al 1% de los ingresos operativos netos. En 2006, invertimos U$S730 millones en investigación y desarrollo, equivalente al 1% de los ingresos operativos netos. Conforme a los estatutos, Petrobras debe destinar un mínimo de 0,5% del capital integrado para constituir una reserva para gastos de investigación y desarrollo. segmento upstream, en el cual es necesario realizar continuamente inversiones en exploración y desarrollo con el fin de explotar recursos recién descubiertos y compensar la declinación natural de la producción de yacimientos existentes cuando maduran. En base al conjunto de proyectos de desarrollo de nuestra Compañía, hemos establecido el objetivo de incrementar la producción en un 8,8% anual en el período 2008‐2013 y al mismo tiempo reemplazar nuestras reservas a través de crecimiento orgánico. El precio que obtenemos por el petróleo que producimos está determinado por los precios internacionales del petróleo, aunque en general vendemos nuestro petróleo a un precio levemente más bajo que los precios de referencia de los crudos Brent y West Texas Intermediate (WTI) porque es más pesado y por lo tanto los gastos de refinación son mayores. En 2008 el petróleo alcanzó un precio internacional récord, principalmente como resultado de tres factores: (i) aumento continuo de la demanda global de productos derivados del petróleo, particularmente los destilados medios; (ii) capacidad de producción y refinación de petróleo cada vez más limitada, agravada por crecientes expectativas de continuas restricciones sobre la oferta; y (iii) riesgos geopolíticos internacionales, incluyendo conflictos civiles en Nigeria y preocupación respecto del programa nuclear de Irán, que aumentaron las presiones alcistas sobre los precios. Sin embargo, a partir de mediados de agosto hasta fines de 2008, se registró una fuerte corrección a la baja en el proceso del petróleo, debido en parte a la reciente crisis financiera internacional. La Agencia Internacional de Energía (IEA) estima que luego de la recuperación total de la crisis económica internacional, la demanda global de energía continuará creciendo y que, a falta de un incremento concomitante de las inversiones relacionadas con la oferta o de la implementación de políticas más firmes en todos los países del mundo para contener el crecimiento de la demanda, los precios de la energía se incrementarán a nivel mundial en el mediano a largo plazo.1 Nuestras actividades de investigación y desarrollo se concentran en tres áreas estratégicas: (i) exploración y producción en aguas profundas y ultra profundas en mar abierto; (ii) refinación y conversión de crudo pesado; y (iii) biocombustibles. Entre los avances más importantes, la Compañía ha logrado el desarrollo de plataformas de producción semisumergibles capaces de operar a una profundidad de hasta 3.000 metros (9.843 pies) y el proceso H‐Bio para transformar aceites vegetales en biodiesel en las refinerías existentes. En el período de tres ejercicios finalizado el 31 de diciembre de 2008, se registraron 48 patentes en Brasil y 148 en el exterior en relación con nuestras operaciones de investigación y desarrollo. Nuestra cartera de patentes abarca todas las áreas de actividades de la Compañía. Desde 1966, mantenemos instalaciones dedicadas a investigación y desarrollo en Rio de Janeiro, Brasil. Al 31 de diciembre de 2008, trabajaban en estas instalaciones 2.036 empleados. También realizamos actividades de investigación y desarrollo a través de proyectos conjuntos con universidades y otros centros de investigación en Brasil y en el exterior y participamos en intercambios tecnológicos y proyectos de colaboración con otras empresas que realizan actividades relacionadas con el gas y el petróleo. PifCo no realiza investigación y desarrollo. actividades de Tendencias del Mercado Durante el período 2009‐2013, proyectamos incrementar el volumen de refinación y nuestra capacidad de refinación de crudos más Proyectamos expandir todos los segmentos de operaciones en nuestros mercados objetivo. Para respaldar esta expansión el total de inversiones previsto es de U$S174.400 millones en el período 2009‐2013. De este total, el 59% se destinará al 1 Fuente: Perspectivas de la Energía en el Mundo en 2008 ‐ IEA 116 pesados. Durante 2008, los márgenes brutos de las actividades de downstream oscilaron entre ‐6 y 11% reflejando la fluctuación de los precios internacionales. Los futuros márgenes de refinación dependen de la utilización de la capacidad en las industrias de refinación internacionales y brasileñas y de los precios relativos y volúmenes de los crudos livianos y pesados que se producen y pueden procesarse. 2009 y 2013, en base a un tipo de cambio promedio estimado de R$2 = U$S1. Los dividendos que pagamos a los accionistas dependen de nuestras utilidades y otros factores. Conforme a la legislación brasileña, los accionistas tienen derecho a percibir un dividendo obligatorio del 25% de las utilidades netas ajustadas anuales. Proyectamos mantener el coeficiente de endeudamiento cercano al 25‐35% en el período Item 6. Consejeros, Principales Ejecutivos y Empleados Consejeros y Principales Ejecutivos Consejo de Administración; y (ii) que los accionistas minoritarios titulares de acciones ordinarias elijan a un miembro del Consejo de Administración en caso de que dichos accionistas minoritarios no elijan un número mayor de consejeros mediante el procedimiento de votación acumulativa. Los Estatutos establecen que, independientemente de los derechos garantizados a los accionistas minoritarios, el gobierno brasileño tiene siempre el derecho de elegir a la mayoría de nuestros consejeros, cualquiera sea su cantidad. Además, de conformidad con la Ley 10.683 de fecha 28 de mayo del 2003, uno de los miembros del Consejo elegido por el gobierno brasileño debe ser propuesto por el Ministro de Planificación, Presupuesto y Gestión. El mandato de los consejeros es de un máximo de un año, pero pueden ser reelegidos. De conformidad con la Ley de Sociedades brasileña, los accionistas pueden remover, con o sin causa justificada, a cualquier director, en cualquier momento, en una Asamblea Extraordinaria de Accionistas. Luego de una elección de los miembros del Consejo mediante el procedimiento de votación acumulativa, la remoción de cualquiera de los miembros en una asamblea extraordinaria de accionistas implicará la remoción de todos los demás miembros, después de lo cual se debe efectuar una nueva elección. Consejeros de Petrobras El Consejo de Administración está compuesto por un mínimo de cinco y un máximo de nueve miembros y es responsable, entre otros asuntos, de establecer nuestras políticas comerciales generales. Los miembros del Consejo de Administración son elegidos en la Asamblea General Anual de Accionistas. De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, los accionistas que representan al menos el 10% de las acciones con voto tienen derecho a exigir que se adopte un proceso de votación acumulativa en el que cada tenedor de acciones ordinarias tenga derecho a tantos votos como miembros tiene el Consejo, y en el que cada tenedor de acciones ordinarias tenga derecho a votar en forma acumulativa por solo un candidato o a distribuir sus votos entre varios candidatos. Además, los Estatutos permiten (i) que los accionistas minoritarios titulares de acciones preferidas que en conjunto posean al menos el 10% del total del capital (excluidos los accionistas mayoritarios) elijan o remuevan a un miembro del 117 En la actualidad, la Sociedad tiene nueve consejeros. En el siguiente cuadro se presenta información en relación con los mismos: Dilma Vana Rousseff(1) .......................... Fecha de Nacimiento 14‐12‐1947 Silas Rondeau Cavalcante Silva(1) .......... 15‐12‐1952 Director Abril de 2010 Guido Mantega(1) .................................. 7‐4‐1949 Director Abril de 2010 J.S. Gabrielli de Azevedo(1) .................... 3‐10‐1949 Director Abril de 2010 Francisco Roberto de Albuquerque(1).... 17‐5‐1937 Director Abril de 2010 Fabio Colletti Barbosa(2) ........................ 3‐10‐1954 Director Abril de 2010 Jorge Gerdau Johannpeter(3)................. 8‐12‐1936 Director Abril de 2010 Luciano Galvão Coutinho(1) .................. 29‐9‐1946 Director Abril de 2010 Sergio Franklin Quintella(1).................... 21‐2‐1935 Director Abril de 2010 Nombre Cargo Presidenta Mandato actual vence Abril de 2010 Dirección Comercial Casa Civil – Praça dos Três Poderes Palácio do Planalto – 4º andar – sala 57 Brasilia – DF Cep 70.150‐900 S.A.U.S. – Quadra 3 – Lote 2 – Bloco C Ed. Business Point – Salas 308/9 Brasília –DF Cep 70.070‐934 Ministério da Fazenda Esplanada dos Ministérios Bloco P 5º andar Brasília – DF Cep 70.048‐900 Avenida República do Chile, no. 65 23º andar Rio de Janeiro – RJ Cep 20.031‐912 Alameda Carolina, 594 Itú—SP Cep 13.306‐410 Av. Paulista, 1.374 – 3º andar Cerqueira César São Paulo – SP Cep 01310‐916 Av. Farrapos, 1.811 Porto Alegre – RS Cep 90.220‐005 Av. República do Chile, no. 100 19º andar Rio de Janeiro – RJ Cep 20.031‐917 Praia de Botafogo, 190– 12º andar Rio de Janeiro– RJ Cep 22.450‐900 (1) Designado por el accionista mayoritario. (2) Designado por los accionistas minoritarios titulares de acciones ordinarias. (3) Designado por los accionistas minoritarios titulares de acciones preferidas. Dilma Vana Rousseff: Ejerce la presidencia del Consejo de Administración de Petrobras y de Petrobras Distribuidora S.A. – BR desde el 3 de enero de 2003. Se desempeña como Ministra Jefe del Gabinete del Presidente de la República de Brasil desde el 14 de junio de 2005. También ejerció las funciones de Ministra de Minas y Energía de Brasil desde enero de 2003 hasta junio de 2005. Obtuvo el título de Licenciada en Economía en la Universidad de Rio Grande do Sul (1977) y se dedicó a estudios de maestría y doctorado en Ciencias Económicas en Universidade de Campinas (UNICAMP), en donde terminó los respectivos créditos. Silas Rondeau Cavalcante Silva: Se desempeña como Director de Petrobras desde el 3 de abril de 2006 y también es Director de Petrobras Distribuidora S.A.–BR. Ejerció las funciones de Ministro de Minas y Energía desde julio de 2005 hasta mayo de 2007 y de presidente de Centrais Elétricas Brasileiras—Eletrobrás desde mayo de 2004 a septiembre a 2005. Actualmente se desempeña como consultor en ingeniería eléctrica de RV2 Consultoria e Assessoria, donde realiza proyectos especiales en el sector eléctrico. Obtuvo el título de Ingeniero en Electricidad en la Universidad Federal de Pernambuco con una especialización en Ingeniería de Líneas de Transmisión en la Universidad Federal de Rio de Janeiro. 118 Guido Mantega: Se desempeña como Director de Petrobras desde el 3 de abril de 2006 y también es Director de Petrobras Distribuidora S.A.– BR. Es miembro del Comité de Remuneraciones y Nombramientos del Consejo de Administración de Petrobras desde el 15 de octubre de 2007. Ejerce el cargo de Ministro de Finanzas de Brasil desde el 28 de marzo de 2006 y se desempeñó como Presidente del Grupo de 20 Ministros de Finanzas y Presidentes de Bancos Centrales (G‐20) en 2008. Es miembro del Consejo de Desarrollo Económico y Social (Conselho de Desemvolvimento Econômico e Social – CDES), organismo asesor del gobierno brasileño. Asimismo se desempeñó como Presidente del Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social— BNDES (Banco de Desarrollo de Brasil) y Ministro de Planeamiento. Obtuvo el título de Licenciado en Economía en la Facultad de Economía y Administración de la Universidad de São Paulo (USP) en 1971, realizó el Doctorado en Sociología del Desarrollo en la Facultad de Filosofía, Ciencias y Letras de la USP y también cursó estudios de especialización en el Instituto de Estudios del Desarrollo (IDS) de la Universidad de Sussex, Inglaterra, en 1977. una Maestría en Ciencias Militares en la Escola de Aperfeiçoamento de Oficiais (1969) y cursó el Doctorado en Ciencias Militares en la Escola de Comando e Estado‐Maior do Exército en Rio de Janeiro (1977). Fabio Colletti Barbosa: Es miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 3 de enero de 2003 y también es Director de Petrobras Distribuidora S.A.–BR. Se desempeña como Presidente del Comité de Auditoría desde el 17 de junio de 2005. Ejerce las funciones de Presidente del Grupo Santander Brasil desde agosto de 2008. Es también Presidente del Consejo de Administración y del Comité Ejecutivo de la Federación Brasileña de Bancos –FEBRABAN. Obtuvo el título de Licenciado en Administración en la Fundação Getúlio Vargas – São Paulo (1976) y realizó una Maestría en Administración en el Instituto de Administración y Desarrollo ‐ Lausana, Suiza (1979). Jorge Gerdau Johannpeter: Es miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 19 de octubre de 2001 y también es Director de Petrobras Distribuidora S.A.–BR. Es miembro del Comité de Remuneraciones y Nombramientos del Consejo de Administración de Petrobras desde el 15 de octubre de 2007. Se desempeña como Presidente del Consejo de Administración del Grupo Gerdau, y es miembro del Consejo de Administración del Instituto Brasileño de Siderurgia (IBS). También integra el Consejo de Desarrollo Económico y Social de Brasil (Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social—CDES) y el Comité Ejecutivo de la World Steel Association. Participa en el sector sin fines de lucro de Brasil como Presidente del Consejo del Programa Gaúcho da Qualidade e Produtividade—PGQP (Programa Estadual de Calidad y Productividad en Rio Grande do Sul), Director del Movimento Brasil Competitivo—MBC (Movimiento para la competitividad de Brasil), miembro del Consejo Deliberativo de Parceiros Voluntários (Voluntarios) y coordinador de Ação Empresarial (Acción Empresarial). Obtuvo el título de Licenciado en Derecho y Ciencias Sociales en la Universidad Federal de Rio Grande do Sul (UFRGS), Porto Alegre, en 1961. J.S. Gabrielli de Azevedo: Se desempeña como miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 22 de julio de 2005, y también integra el Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora, Petrobras Biocombustível, Transpetro, Gaspetro y Petroquisa. Se desempeñó como Director Financiero de Petrobras desde enero de 2003 hasta julio de 2005, y ejerce la función de Presidente de Petrobras desde el 22 de julio de 2005. Cursó el Doctorado en Economía en la Universidad de Boston (1987). Es profesor titular de la cátedra de Economía (actualmente de licencia) en la Universidad Federal de Bahia (UFBA). Francisco Roberto de Albuquerque: Se desempeña como miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 2 de abril de 2007 y también del Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora S.A.– BR. Es miembro del Comité de Auditoría y del Comité de Remuneraciones y Nombramientos del Consejo de Administración de Petrobras desde el 13 de abril de 2007 y el 15 de octubre de 2007, respectivamente. Obtuvo el título de Licenciado en Ciencias Militares en la Academia Militar das Agulhas Negras (AMAN) en Resende, Rio de Janeiro (1958) y en Economía en la Universidad de São Paulo (1968). Obtuvo también Luciano Coutinho: es miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 4 de abril de 2008, y asimismo integra el Consejo de 119 Administración de Petrobras Distribuidora S.A.–BR. Ejerce el cargo de Presidente del Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) desde el 27 de abril de 2007. Asimismo, es miembro del Consejo de Administración de Companhia Vale do Rio Doce, miembro del Comité de Directores de la Fundação Nacional da Qualidade—FNQ (Fundación Nacional de la Calidad de Brasil), y representante del BNDES ante el Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico—FNDCT (Fondo para el Desarrollo Científico y Tecnológico de Brasil). Cursó el Doctorado en Economía en la Universidad de Cornell, obtuvo una Maestría en Economía en el Instituto de Investigación Económica de la Universidad de São Paulo (USP), y el título de Licenciado en Economía en la USP. (Consejo Monetario Nacional) desde 1985 hasta 1990, y presidente del Tribunal de Contas (Tribunal de Cuentas) del Estado de Rio de Janeiro desde 1993 hasta 2005. Quintella obtuvo el título de Ingeniero Civil en la Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro—PUC‐Rio, de Ingeniero Economista en la Escola Nacional de Engenharia y de Economista en la Faculdade de Economia do Rio de Janeiro. También obtuvo una Maestría en Negocios en IPSOA (Italia) y cursó el Programa Avanzado de Dirección en el Harvard Business School. Actualmente se desempeña como miembro del Consejo de PUC‐Rio. Consejeros de PifCo La administración de PifCo está a cargo de un Consejo de Administración, compuesto por tres miembros, y de sus principales ejecutivos. El Consejo de Administración es responsable de preparar los estados contables de PifCo al cierre del ejercicio, convocar las asambleas de accionistas y revisar y monitorear la performance y la estrategia financieras de la misma. Si bien no se encuentra establecido en el Acta Constitutiva ni en los Estatutos, PifCo ha adoptado la política de que el Presidente del Consejo de Administración y los principales ejecutivos sean empleados de Petrobras. Sergio Franklin Quintella: es miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 8 de abril de 2009, y también integra el Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora S.A.—BR. Es Vicepresidente de Fundação Getúlio Vargas— FGV. Se desempeñó como miembro del Consejo de Administración del Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social—BNDES (Banco de Desarrollo de Brasil) desde 1975 hasta 1980, miembro del Conselho Monetário Nacional El mandato de los miembros del Consejo de Administración de PifCo es por tiempo indeterminado y pueden ser removidos con o sin causa. El siguiente cuadro presenta información sobre los miembros del Consejo de Administración de PifCo: Nombre Daniel Lima de Oliveira............................................ Marcos Antonio Silva Menezes ............................... José Raimundo Brandão Pereira.............................. Fecha de Nacimiento 29 de diciembre de 1951 24 de marzo de 1952 27 de octubre de 1956 Daniel Lima de Oliveira: Se desempeña como Presidente de PifCo y Gerente Ejecutivo de Finanzas Corporativas de Petrobras desde el 1º de septiembre de 2005. Desde enero de 2002 es Director de Petrobras International Braspetro BV (PIB BV) y de Braspetro Oil Services Company ‐ Brasoil y desde marzo de 2004 es miembro del Consejo de Administración de REFAP S.A. Obtuvo el título de Ingeniero Mecánico en la Escuela de Ingeniería Industrial de São José dos Campos en 1975. Cargo Presidente Director Director Año de Designación 2005 2003 2008 Marcos Antonio Silva Menezes: Se desempeña como Director de PifCo desde 2003 y Gerente Ejecutivo del Departamento Contable de Petrobras desde 1998. Actualmente es miembro del Consejo Fiscal y del Comité de Auditoría de Braskem S.A. y se ha desempeñado en carácter de Presidente del Consejo Fiscal del Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás—IBP, y de la Organização Nacional das Indústras de Petróleo—ONIP desde 1998 y 1999, respectivamente. Obtuvo el título de Contador y Licenciado en Administración de Empresas en la 120 Facultad Moraes Júnior en Rio de Janeiro, realizó un Curso de Posgrado en Administración Financiera en la Fundação Getúlio Vargas, y cursó un Programa Avanzado en Administración (PGA) en la Fundação Dom Cabral/INSEAD—Francia. empresa. De conformidad con nuestros Estatutos, el Consejo de Administración nombra a los miembros del Comité Ejecutivo, incluido el Presidente, que es elegido entre los miembros del Consejo de Administración. Los principales ejecutivos son ciudadanos brasileños y residen en Brasil. De acuerdo con nuestros Estatutos, la elección de ejecutivos por parte del Consejo de Administración debe tener en cuenta las aptitudes personales, la idoneidad y la especialización en sus áreas específicas. El plazo máximo del mandato de los ejecutivos es de tres años, y pueden ser reelectos. El Consejo de Administración puede remover, con o sin causa justificada, a cualquier ejecutivo, en cualquier momento. Seis de los ejecutivos en funciones son gerentes, ingenieros o técnicos experimentados de Petrobras. José Raimundo Brandão Pereira: Se desempeña como Director de PifCo y Gerente Ejecutivo de Marketing y Comercialización de PifCo desde junio de 2008. Obtuvo el título de Ingeniero Civil en la Universidade Estadual de Maranhão en 1979. Principales Ejecutivos de Petrobras Nuestro Comité Ejecutivo, compuesto por un Presidente y hasta seis principales ejecutivos, es responsable de la administración diaria de la El siguiente cuadro presenta información sobre nuestros principales ejecutivos: Nombre J.S. Gabrielli de Azevedo....................... Almir Guilherme Barbassa.................... Renato de Souza Duque ....................... Guilherme de Oliveira Estrella.............. Paulo Roberto Costa............................. Maria das Graças Silva Foster............... Jorge Luiz Zelada .................................. Fecha de Nacimiento 3 de octubre de 1949 19 de mayo de 1947 29 de septiembre de 1955 18 de abril de 1942 1º de enero de 1954 26 de agosto de 1953 20 de enero de 1957 Cargo Presidente Director de Administración y Finanzas y Director de Relación con Inversores Director de Servicios Corporativos Director de Exploración y Producción Director de Refinación, Transporte y Comercialización Directora de Gas y Energía Director de Negocios Internacionales J. S. Gabrielli de Azevedo: Se desempeña como Presidente de Petrobras y miembro de nuestro Consejo de Administración desde el 22 de julio de 2005. Para consultar información biográfica sobre Gabrielli de Azevedo, véase “Consejeros de Petrobras.” Abril de 2011 Abril de 2011 Abril de 2011 Abril de 2011 Abril de 2011 Universidad Católica de Petrópolis y Faculdades Integradas Bennett desde 1973 hasta 1979. Obtuvo una Maestría en Economía en la Fundação Getúlio Vargas. Renato de Souza Duque: Se desempeña como Director de Servicios Corporativos desde el 31 de enero de 2003. Actualmente es miembro del Consejo de Administración de Petrobras Gás S.A.— Gaspetro y Presidente de Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. Obtuvo el título de Ingeniero en Electricidad en la Universidad Federal Fluminense y una Maestría en Administración en la Universidad Federal de Rio de Janeiro (UFRJ). Almir Guilherme Barbassa: Se desempeña como Director de Administración y Finanzas y Director de Relación con Inversores desde el 22 de julio de 2005. Ingresó en Petrobras en 1974 y ha ejercido diversas funciones financieras y de planificación tanto en Brasil como en el exterior. Se ha desempeñado como Gerente Financiero Corporativo de Petrobras, y también en varias oportunidades ocupó el cargo de Gerente Financiero y Presidente del Consejo de Administración de subsidiarias de Petrobras que realizan actividades financieras internacionales. Asimismo, fue profesor de Economía en la Mandato Actual Abril de 2011 Abril de 2011 Guilherme de Oliveira Estrella: Ejerce el cargo de Director de Exploración y Producción desde 2003. Se desempeña como Presidente del Consejo de Administración del Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles (Instituto Brasileiro 121 de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) desde 2003. En 1964 obtuvo el título de Geólogo en la Facultad de Geología de la Universidad Federal de Rio de Janeiro. de Janeiro y realizó una Maestría en Economía en la Fundação Getúlio Vargas. Jorge Luiz Zelada: Se desempeña como Director de Negocios Internacionales desde el 3 de marzo de 2008. Obtuvo el título de Ingeniero en Electricidad en la Universidad Federal de Rio de Janeiro en 1979 y una Maestría en Administración en IBMEC/Rio de Janeiro en 2000. Paulo Roberto Costa: Ejerce el cargo de Director de Refinación, Transporte y Comercialización desde el 14 de mayo de 2004. Obtuvo el título de Ingeniero Mecánico en la Universidad Federal de Paraná en 1976. Ingresó a Petrobras en 1977 y estuvo a cargo de actividades de Exploración y Producción durante un largo período. Principales Ejecutivos de PifCo Los ejecutivos actualmente en funciones son funcionarios experimentados de Petrobras, algunos de los cuales fueron miembros del Consejo de Administración de subsidiarias de Petrobras y trabajaron en oficinas de representación en el exterior. Los ejecutivos forman un comité y son responsables de la administración diaria de PifCo. El mandato de los ejecutivos de PifCo es por tiempo indeterminado y pueden ser removidos con o sin causa. Maria das Graças Silva Foster: Se desempeña como Directora de Gas y Energía de Petrobras desde el 21 de septiembre de 2007. Obtuvo el título de Ingeniera Química en la Universidad Federal Fluminense y una Maestría en Ingeniería Nuclear en la Universidad Federal de Rio El siguiente cuadro presenta información sobre los ejecutivos de PifCo: Nombre Daniel Lima de Oliveira........................................... Guilherme Pontes Galvão França ........................... Sérvio Túlio da Rosa Tinoco.................................... Mariângela Monteiro Tizatto ................................. Nilton Antônio de Almeida Maia ............................ Gérson Luiz Gonçalves............................................ Juarez Vaz Wasserten............................................. Fecha de Nacimiento 29 de diciembre de 1951 18 de enero de 1959 21 de junio de 1955 9 de agosto de 1960 21 de junio de 1957 29 de septiembre de 1953 26 de agosto de 1954 Daniel Lima de Oliveira: Ejerce el cargo de Presidente de PifCo y Gerente Ejecutivo de Finanzas Corporativas de Petrobras desde el 1º de septiembre de 2005. Para consultar información biográfica sobre Lima de Oliveira, véase “Consejeros de PifCo.” Paulo (1983), parcialmente completada con un año de estudios en el Institut Supérieur des Affaires— ISA/HEC, Francia. Mariângela Monteiro Tizatto: Se desempeña como Directora de Contabilidad de PifCo desde 1998, y como Gerenta General de Contabilidad Corporativa de Petrobras desde 1999. Obtuvo el título de Contadora en la Universidad Cândido Mendes y una Maestría en Administración de Empresas. Es miembro del Consejo Fiscal de Petrobras Distribuidora S.A. ‐ BR desde 2006, e integra la Comisión de Normas de Auditoría y Contables de la Associação Brasileira das Companhias Abertas—ABRASCA desde 1995. Guilherme Pontes Galvão França: Se desempeña como Director Comercial de PifCo desde el 1º de octubre de 2005. Obtuvo el título de Ingeniero Químico en la Universidad Federal de Rio de Janeiro en 1981. Sérvio Túlio da Rosa Tinoco: Se desempeña como Director Financiero de PifCo desde el 1º de septiembre de 2005. Obtuvo el título de Licenciado en Economía en la Universidad Oswaldo Cruz, São Paulo (1978), y realizó una Maestría en Administración en la Fundação Getúlio Vargas, São Cargo Presidente Director Comercial Director Financiero Directora de Contabilidad Director de Legales Director de Auditoría Director de Negocios Año de Designa‐ ción 2005 2005 2005 1998 2000 2000 2009 Nilton Antônio de Almeida Maia: Ejerce el cargo de Director de Legales de PifCo desde el 19 de abril de 2000. Actualmente se desempeña como Asesor General de Petrobras. Realizó un Posgrado 122 en Leyes, con especialización en Derecho de la Energía y Derecho Tributario en la Universidad Cândido Mendes y la Universidad Estácio de Sá. calidad de consejeros o ejecutivos de PifCo, según corresponda. Gerson Luiz Gonçalves: Se desempeña como Director de Auditoría de PifCo desde el 19 de abril de 2000. Es responsable de todas las actividades internas de control contable de Petrobras. Es también miembro del Instituto Brasileño de Auditores Internos (AUDIBRA) y del Institute of Internal Auditors (IIA) de los Estados Unidos. Obtuvo el título de Contador en la Universidad de São Paulo en 1975. Titularidad de las Acciones Petrobras Al 30 de abril de 2009, los miembros del Consejo de Administración, ejecutivos, miembros del Consejo Fiscal, y sus familiares directos, considerados en conjunto, eran titulares de un total de 19.787 acciones ordinarias y 54.416 acciones preferidas de Petrobras. Por consiguiente, tanto en forma individual como en conjunto, los miembros del Consejo de Administración, ejecutivos, miembros del Consejo Fiscal, y sus familiares directos eran titulares de menos del uno por ciento de acciones de Petrobras de cualquier clase. Las acciones pertenecientes a los miembros de nuestro Consejo de Administración, ejecutivos, miembros del Consejo Fiscal y sus familiares directos tienen el mismo derecho a voto que las acciones del mismo tipo y clase pertenecientes a los demás accionistas. Ninguno de los consejeros, ejecutivos, miembros del Consejo Fiscal, ni sus familiares directos tiene derecho a opción de compra de acciones ordinarias o preferidas. Petrobras no dispone de un plan de opción de compra de acciones para sus consejeros, ejecutivos o empleados. Juarez Vaz Wasserten: Se desempeña como Director de Negocios de PifCo desde enero de 2009. Obtuvo el título de Ingeniero en Producción en la Universidade Federal do Rio de Janeiro y una Maestría en Economía en la Universidade Candido Mendes. Remuneración Petrobras En 2008, el monto total de remuneraciones pagadas a todos los miembros del Consejo de Administración y a los principales ejecutivos fue de aproximadamente U$S5 millones. Además, los miembros del Consejo de Administración y los ejecutivos reciben determinados beneficios adicionales que ofrecemos en forma general a nuestros empleados y sus familias, tales como planes de salud, pago de gastos de educación y prestaciones complementarias de seguridad social. PifCo Al 31 de diciembre de 2008, el capital accionario de PifCo estaba compuesto por 300.050.000 acciones ordinarias de un valor nominal de U$S1 cada una. Todas las acciones ordinarias de PifCo emitidas y en circulación pertenecen a Petrobras. No celebramos con nuestros consejeros contratos de servicios que establezcan prestaciones posteriores al término de sus funciones. La compañía cuenta con un Comité de Remuneraciones y Nombramientos que reviste el carácter de Comité Asesor. Véase “Otros Comités Asesores”. Consejo Fiscal Petrobras ha establecido un Consejo Fiscal permanente compuesto por un máximo de cinco miembros, con arreglo a las disposiciones aplicables de la Ley de Sociedades brasileña. Tal como lo determina dicha Ley, el Consejo Fiscal es independiente de la Dirección y de los auditores externos. Las atribuciones del Consejo Fiscal incluyen las siguientes responsabilidades: (i) control de las actividades de la Dirección y (ii) revisión de la informe anual y estados contables. Los miembros y sus respectivos suplentes son elegidos por los accionistas en la Asamblea General Anual. Los tenedores de acciones preferidas sin derecho a voto PifCo Los consejeros y ejecutivos de PifCo reciben remuneración de Petrobras por las funciones que desempeñan en calidad de empleados de Petrobras, pero no reciben remuneración adicional alguna, ni beneficios de pensión, ni otros beneficios por parte de PifCo ni de Petrobras por las funciones que desempeñan en 123 y los accionistas minoritarios titulares de acciones ordinarias tienen derecho a elegir como clase un miembro y el suplente correspondiente del Consejo Fiscal. El gobierno brasileño tiene el derecho de designar a la mayoría de los miembros del Consejo Fiscal y sus suplentes. Uno de dichos miembros y el suplente correspondiente es designado por el Ministro de Finanzas en representación del Tesoro Nacional. Los miembros del Consejo Fiscal son elegidos en la Asamblea General Anual de Accionistas por el término de un año y pueden ser reelegidos. 124 El siguiente cuadro presenta los miembros del Consejo Fiscal actualmente en funciones: Año de la Primera Designación Nombre Marcus Pereira Aucélio .................................................................................................................................................. César Acosta Rech .......................................................................................................................................................... Túlio Luiz Zamin.............................................................................................................................................................. Nelson Rocha Augusto ................................................................................................................................................... Maria Lúcia de Oliveira Falcón........................................................................................................................................ 2005 2008 2003 2003 2003 El siguiente cuadro presenta los miembros suplentes del Consejo Fiscal: Nombre Eduardo Coutinho Guerra ............................................................................................................................................... Ricardo de Paula Monteiro.............................................................................................................................................. Edson Freitas de Oliveira ................................................................................................................................................. Maria Auxiliadora Alves da Silva...................................................................................................................................... Celso Barreto Neto .......................................................................................................................................................... Comité de Auditoría de Petrobras externos en relación con los estados contables; Petrobras cuenta con un Comité de Auditoría que asesora a nuestro Consejo de Administración, y está compuesto exclusivamente por miembros del mismo. El 17 de junio de 2005, nuestro Consejo de Administración aprobó el nombramiento del Comité de Auditoría para cumplir con los requisitos establecidos por la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002 y la Norma 10A‐3 de la Ley de Mercado de Valores de 1934. El Comité de Auditoría es responsable, entre otros temas, de: • asesorar al Consejo de Administración con respecto a la designación, remuneración y contratación de los auditores externos; • colaborar con el Consejo de Administración en el análisis de los estados contables y en la eficacia de los controles internos sobre la presentación de información financiera luego de efectuar consultas a los auditores internos y externos; • Año de la Primera Designación 2005 2008 2002 2003 2002 • realizar una revisión anual de las transacciones con partes relacionadas que involucran a miembros del Consejo de Administración y principales ejecutivos y sociedades que contratan a los mismos, así como también cualquier otra transacción substancial con partes relacionadas; y • establecer los procedimientos para la recepción, retención y tratamiento de reclamos relacionados con temas contables, de control interno y auditoría, incluidos los procedimientos para la presentación, por parte de los empleados y en forma confidencial y anónima, de inquietudes relacionadas con temas contables o de auditoría que consideren cuestionables. El 16 de diciembre de 2005, se reformó el reglamento interno del Comité de Auditoría con el fin de cumplir con los requisitos exigidos por la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002 y la Norma 10A‐3 de la Ley del Mercado de Valores de 1934, incluyendo la incorporación de las facultades mencionadas. colaborar en la resolución de conflictos entre la Dirección y los auditores 125 Nuestro Comité de Auditoría está habitualmente compuesto por tres miembros. Los miembros actuales del Comité de Auditoría son los Consejeros Fabio Colletti Barbosa y Francisco Roberto de Albuquerque, ambos miembros independientes según se define en 17 CFR 240.10A‐ 3. El tercer miembro del Comité de Auditoría se designará en 2009. posibles irregularidades en cuestiones de contabilidad, control interno y auditoría. La Oficina del Ombudsman General depende directamente del Comité de Auditoría y garantiza el anonimato de los informantes. En diciembre de 2007, el Consejo de Administración aprobó las Políticas y Directivas de los Ombudsmans de Petrobras, lo cual fue un paso importante en la alineación de las prácticas del Ombudsman General con las de otros ombudsmans del sistema, contribuyendo a lograr mejores prácticas de gobierno corporativo. Otros Comités Asesores Petrobras implementó dos comités asesores adicionales en 2007: el Comité de Remuneraciones y Nombramientos y el Comité de Medio Ambiente. También en 2007, Petrobras formalizó la relación entre la Comisión de Gobierno Corporativo y un Comité de Gestión, con el fin de estudiar y perfeccionar las prácticas de gobierno corporativo de Petrobras. Comités Asesores de PifCo El Consejo de Administración de PifCo no cuenta con comités asesores. Empleados y Relaciones Laborales Petrobras atrae y retiene empleados valiosos ofreciendo remuneraciones competitivas y beneficios, promociones por mérito y un plan de participación en las ganancias. Conforme a la legislación brasileña, el plan de participación en las ganancias está sujeto a un límite del 25% de los dividendos propuestos para el ejercicio. Ombudsman de Petrobras Creada en mayo de 2002 para asesorar a la Presidencia, la Oficina del Ombudsman General de Petrobras forma parte de nuestra estructura corporativa desde octubre de 2005, año en el que pasó a estar directamente relacionada con el Consejo de Administración. La Oficina del Ombudsman General es el canal oficial para recibir y responder las denuncias e información relativa a El número de empleados de Petrobras se incrementó en 2008 debido al crecimiento de nuestros negocios. El siguiente cuadro indica la cantidad de empleados de Petrobras durante los últimos tres ejercicios: Empleados de Petrobras: Sociedad Controlante............................................................................................... Subsidiarias .............................................................................................................. Internacional ............................................................................................................ Total Grupo Petrobras.............................................................................................. 2008 55.199 12.266 6.775 74.240 Sociedad Controlante por Nivel: Nivel Secundario ...................................................................................................... Nivel Universitario.................................................................................................... Empleados marítimos............................................................................................... Total Sociedad Controlante ...................................................................................... 35.490 18.868 841 55.199 33.114 16.234 859 50.207 32.265 14.809 881 47.955 Sociedad Controlante por Región: Sudeste de Brasil ...................................................................................................... Noreste de Brasil ...................................................................................................... Otras regiones .......................................................................................................... Total Sociedad Controlante ...................................................................................... 38.188 13.641 3.370 55.199 34.910 12.243 3.054 50.207 33.057 11.978 2.920 47.955 126 Al 31 de diciembre de 2007 50.207 11.941 6.783 68.931 2006 47.955 7.454 6.857 62.266 El siguiente cuadro indica los principales gastos relacionados con nuestros empleados durante los últimos tres ejercicios: Salarios............................................................................................................ Capacitación de empleados............................................................................. Distribuciones por participación en las ganancias........................................... 2008 4.957,8 232,5 732,2 2007 (en millones de U$S) 3.625,7 198,4 519,7 2006 2.736,5 151,1 550,3 anteriores. El convenio colectivo de trabajo con el No se han producido huelgas laborales de Sindicato de Empleados Marítimos se firmó el 18 de importancia desde 1995, y consideramos que las noviembre de 2008. Este convenio es retroactivo al relaciones entre nuestros empleados y los 1º de noviembre de 2008, y tiene vigencia hasta el sindicatos que representan a nuestros empleados 31 de octubre de 2009. son buenas. El cuarenta y seis por ciento (46%) de nuestros empleados son miembros del Sindicato Planes de Pensión y Salud Nacional de Trabajadores del Petróleo, y el 34% de nuestros empleados marítimos pertenecen al Patrocinamos un plan de pensión con Sindicato de Empleados Marítimos. Anualmente aportes definidos, denominado Petros, que cubre negociamos convenios colectivos de trabajo con aproximadamente al 96,5% de nuestros empleados. cada sindicato. Conforme al acuerdo vigente hasta El objetivo principal de Petros ha sido el 31 de agosto de 2009 con el Sindicato Nacional de complementar las prestaciones de pensión de Trabajadores del Petróleo, los empleados recibieron nuestros empleados. Los empleados que participan un aumento del 6,17% de acuerdo al incremento del en el plan efectúan aportes mensuales obligatorios. costo de vida que refleja el aumento de la inflación Nuestra política tradicional de aporte de fondos ha en dicho período, según las mediciones efectuadas sido realizar aportes anuales al plan, por montos en base al Indice de Precios al Consumidor Amplio determinados a través de cálculos actuariales. Los (Indice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo‐ aportes se destinan no sólo a cubrir prestaciones IPCA), un aumento del 9,89% en la escala salarial asignadas hasta la fecha, sino también a aquellas a mínima, y un pago único del 100% del sueldo asignarse en el futuro. mensual, un acuerdo comparable a los de ejercicios El siguiente cuadro presenta los beneficios pagados, aportes realizados y obligaciones del Plan Petros correspondientes a 2008, 2007 y 2006: Total de beneficios pagados............................................................................ Total de aportes ............................................................................................. Obligaciones del Plan Petros (1) ...................................................................... 2008 932 286 2.054 2007 (en millones de U$S) 835 282 5.042 2006 713 187 4.843 (1) Diferencia por la cual el valor actuarial de nuestra obligación de proveer prestaciones futuras excede el valor de mercado de los activos del plan utilizados para satisfacer esa obligación. La disminución de estas obligaciones en 2008 se debió básicamente a la variación de la tasa de descuento del 6% anual en 2007 al 7,17% anual en 2008. Véase la Nota 16(f) a los estados contables auditados consolidados de la Compañía correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008. El 9 de agosto de 2002, el Plan Petros dejó de admitir nuevos participantes y desde 2003 hemos llevado a cabo negociaciones complejas con representantes del Sindicato de Trabajadores del Petróleo para solucionar los déficits del plan y desarrollar un plan de pensión complementario. Asimismo hemos sido objeto de acciones legales significativas en relación con el Plan Petros. En agosto de 2007, aprobamos nuevas reglamentaciones para el Plan Petros y celebramos un acuerdo con el Sindicato Nacional de Trabajadores del Petróleo y otras partes involucradas en virtud del cual se extinguirán los juicios existentes en relación con el Plan Petros. Los principales cambios introducidos al Plan Petros incluyen: (i) el aumento de los salarios de los empleados activos ya no se trasladará a los empleados retirados, (ii) los beneficios de los participantes del plan se ajustarán de acuerdo con el índice de inflación IPCA, y (iii) las reducciones en 127 principales riesgos y una porción de los costos relacionados con otros tipos de cobertura de acuerdo con tablas de participación, definidas por determinados parámetros que incluyen los niveles salariales. las pensiones dispuestas por el plan del gobierno ya no serán absorbidas por el Plan Petros. Petrobras acordó pagar R$5.800 millones actualizados en forma retroactiva al 31 de diciembre de 2006 por el índice de precios al consumidor (IPCA) más el 6% anual, que se pagarán en cuotas semestrales con un interés anual del 6% sobre el saldo durante los próximos 20 años, conforme se acordó previamente en la renegociación. Nuestro compromiso en relación con las prestaciones futuras a los participantes del plan es calculado anualmente por un actuario independiente, por el método de Crédito Unitario Proyectado. El plan de salud no está financiado ni de ningún modo garantizado por activos. En cambio, el pago de las prestaciones está basado en los costos anuales incurridos por los participantes del plan. El 1º de julio de 2007 Petrobras implementó el Plan Petros 2, un plan de pensión con contribuciones variables o mixto, para empleados que no contaban con un plan de pensión complementario. Una porción de este plan con características de beneficios definidos incluye cobertura de riesgo por incapacidad y muerte, una garantía de beneficio mínimo y una renta vitalicia, y los compromisos actuariales relacionados se registran de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectado. La porción del plan con características de aportes definidos, destinada a formar una reserva para retiros programados, se reconoce en los resultados del ejercicio cuando se realizan los aportes. En 2008, los aportes de Petrobras y sus subsidiarias a la porción de aportes definidos de este plan fue de U$S267 millones. Los gastos y obligaciones por beneficios relacionados con el Plan Petros 2 se contabilizaron de acuerdo con la SFAS 87 ‐ “Contabilización por parte de los Empleadores del Plan de Pensión.” El 15 de diciembre de 2006, implementamos el Beneficio de Asistencia Médica, que brinda condiciones especiales para la compra de medicamentos por parte de los miembros del AMS en farmacias adheridas ubicadas en Brasil. Véase el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras – Políticas y Estimaciones Contables Relevantes – Plan de Pensión y Otros Beneficios posteriores al Retiro”. Mantenemos un plan de salud (AMS) que ofrece prestaciones de salud y cubre a todos los empleados (activos e inactivos) y a sus dependientes. Administramos este plan con aportes fijos de los empleados para cubrir los Con excepción de 40 empleados de Petrobras Europe Limited (PEL), y 24 empleados de Petrobras Singapore Private Limited (PSPL), el personal de PifCo está compuesto solamente por empleados de Petrobras, estando esta última a cargo de todas las funciones administrativas de PifCo. Asimismo, algunas de nuestras subsidiarias consolidadas cuentan con sus propios planes de beneficios. PifCo 128 Item 7. Principales Accionistas y Operaciones con Partes Relacionadas Principales Accionistas La división de acciones y el cambio de la relación de ADR entraron en vigencia el 2 de julio de 2007. Petrobras De conformidad con la Ley de Sociedades brasileña, y sus modificaciones, la cantidad de acciones sin derecho a voto de la Compañía no debe ser superior a los dos tercios de la cantidad total de acciones. El gobierno brasileño está obligado por ley a ser titular de al menos la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto y actualmente posee el 55,7% de nuestras acciones ordinarias que son las únicas acciones con derecho a voto. El gobierno brasileño no tiene ningún derecho a voto especial, excepto el derecho permanente de elegir la mayoría de nuestros consejeros, independientemente del derecho que nuestros accionistas minoritarios puedan tener de elegir consejeros, establecido en los Estatutos. El capital accionario de Petrobras está compuesto por acciones ordinarias y acciones preferidas sin valor nominal. Al 30 de abril de 2009 se encontraban en circulación 5.073.347.344 acciones ordinarias y 3.700.729.396 acciones preferidas. Estas cifras reflejan la división dos por una de nuestras acciones ordinarias y preferidas, que entró en vigencia en Brasil el 30 de abril de 2009. El 11 de mayo de 2007, nuestros accionistas aprobaron la división inversa cuatro por dos de acciones de capital. Como resultado de la división de acciones, la relación acciones ordinarias y preferidas/ADR cambió a dos acciones por ADR. En el siguiente cuadro se consigna información relacionada con la titularidad de nuestras acciones ordinarias y preferidas al 30 de abril de 2009, por parte del gobierno brasileño, algunas entidades del sector público y nuestros ejecutivos y consejeros como grupo. No tenemos conocimiento de ningún otro accionista que posea más del 5% de nuestras acciones ordinarias. Acciones Ordinarias Accionista Gobierno brasileño..................................... BNDES Participações S.A.—BNDESPar........ Otras entidades brasileñas del sector público Todos los consejeros y principales ejecutivos como grupo (15 personas) ... Otros .......................................................... Total ........................................................... 2.826.516.456 94.492.328 3.460.280 55,7 1,9 0,1 19.787 2.148.858.493 — 42,3 5.073.347.344 — 574.047.334 1.515.416 — 15,5 0,04 Total Acciones 2.826.516.456 668.539.662 4.975.696 54.416 3.125.112.230 — 84,5 74.203 5.273.970.723 — 60,1 3.700.729.396 100,0 8.774.076.740 100,0 100,0 Al 30 de abril de 2009, aproximadamente el 34,74% de nuestras acciones preferidas y aproximadamente el 27,12% de nuestras acciones ordinarias estaban registradas en los Estados Unidos directamente o en la forma de American Depositary Shares (ADS). Al 30 de abril de 2009, había en los Estados Unidos aproximadamente 642.752.920 tenedores de registro de acciones preferidas o American Depositary Shares representativas de acciones preferidas, y aproximadamente 688.049.314 tenedores de registro de acciones ordinarias o American Depositary Shares representativas de acciones ordinarias. La relación ADR/acciones ordinarias y preferidas es de dos acciones por ADR. Esta relación cambió como consecuencia de la división de acciones vigente a partir del 2 de julio de 2007. Acciones Preferidas % % % 32,2 7,6 0,1 PifCo Al 31 de diciembre de 2008 el capital de PifCo estaba compuesto por 300.050.000 acciones ordinarias de un valor nominal de U$S1 cada una. Petrobras es titular de todas las acciones de PifCo emitidas y en circulación. Operaciones de Petrobras con Partes Relacionadas Consejo de Administración Las operaciones directas con Consejeros o ejecutivos de la Compañía que tengan intereses están sujetas a la aprobación del Consejo de Administración y deben realizarse conforme a las condiciones establecidas para operaciones entre partes independientes y las prácticas de mercado 129 que rigen las operaciones con terceros. Ningún miembro del Consejo de Administración, ejecutivos ni sus familiares directos ha tenido participación directa en ninguna operación que hemos realizado que sea o haya sido, por su naturaleza, condiciones o importancia, inusual para nuestro negocio durante el corriente ejercicio ni durante los tres ejercicios inmediatamente anteriores ni durante ningún otro ejercicio previo, cuya consumación se encuentre de algún modo pendiente o no haya tenido lugar. Además no hemos participado en ninguna operación con partes relacionadas que sea o haya sido, por su naturaleza o condiciones, inusual para nuestro negocio durante el corriente ejercicio ni durante los tres ejercicios inmediatamente anteriores, ni se propuso ninguna transacción de esa naturaleza que sea o pudiera ser significativa para nuestro negocio. También mantenemos depósitos restringidos efectuados por la Compañía que constituyen una garantía de los procesos legales que involucran al gobierno de Brasil. Al 31 de diciembre de 2008, estos depósitos ascendían a U$S677 millones. Véase la Nota 23 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2008. Además, de acuerdo con la legislación brasileña se nos permite sólo invertir en títulos emitidos por el gobierno brasileño en el país. Esta restricción no se aplica a inversiones fuera de Brasil. Al 31 de diciembre de 2008, el valor de estos títulos públicos que adquirimos directamente y de los cuales somos titulares asciende a U$S3.172 millones. Véase la Nota 23 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2008. No tenemos préstamos ni garantías pendientes con los miembros de nuestro Consejo de Administración, ni con nuestros ejecutivos ni sus familiares directos. Para obtener información adicional sobre nuestras principales operaciones con partes relacionadas, véase la Nota 23 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2008. Operaciones de PifCo con Partes Relacionadas Dado que PifCo es una subsidiaria totalmente controlada de Petrobras, PifCo realiza numerosas operaciones con Petrobras y con otras afiliadas durante el curso normal de sus actividades. PifCo compra crudo y productos derivados del petróleo a proveedores internacionales y los revende a Petrobras en dólares y sobre la base de pagos diferidos, a un precio que incluye una prima para compensar los costos de financiación de PifCo. PifCo también compra a Petrobras crudo y productos derivados del petróleo y para venta fuera de Brasil. Prácticamente todos los ingresos de PifCo son generados por operaciones realizadas con Petrobras. Asimismo, PifCo vende y compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y partes relacionadas, principalmente fuera de Brasil. Para obtener información adicional en relación con la participación accionaria de los miembros del Consejo de Administración y sus familiares directos, véase el Item 6. “Consejeros, Principales Ejecutivos y Empleados ‐Titularidad de Acciones”. Gobierno de Brasil y Petros Participamos en numerosas operaciones en el curso normal de los negocios con nuestro accionista mayoritario, el gobierno de Brasil, y con otras empresas públicas, incluyendo la financiación por parte del BNDES, la administración de activos, transacciones bancarias y otras transacciones con el Banco do Brasil S.A. Las transacciones con el Banco do Brasil mencionadas precedentemente registraron un saldo neto negativo de U$S1.543 millones al 31 de diciembre de 2008. Véase la Nota 23 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2008. Desde la creación de PifCo no ha existido ni existen operaciones significativas propuestas con ninguno de los consejeros o ejecutivos de PifCo. PifCo no concede préstamos a sus consejeros ni a sus ejecutivos. Al 31 de diciembre de 2008, el valor a cobrar (Cuenta Petróleo y Alcohol) al gobierno brasileño, nuestro accionista mayoritario, era de U$S346 millones garantizado por una cuenta de depósito bloqueada de U$S53 millones. Véase la Nota 23 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2008. 130 Las operaciones de PifCo con partes relacionadas generaron los siguientes saldos en 2008 y 2007: 31 de diciembre de 2008 31 de diciembre de 2007 Activo Pasivo Activo Pasivo (en millones de U$S) Activo Corriente: Cuentas a cobrar ........................................................................... 24.155 — 14.886 — Documentos a cobrar (1)............................................................... 1.152 — 9.673 — Títulos negociables ........................................................................ 2.599 — 408 — Pago anticipado de exportaciones................................................. 416 — 72 — Otros.............................................................................................. 2 — 1 — Otros no corrientes: Títulos negociables ........................................................................ 2.000 — 3.568 — — 280 — Documentos a cobrar .................................................................... 412 Pago anticipado de exportaciones................................................. 331 — 711 — Pasivo Corriente: Cuentas comerciales a pagar .......................................................... — 1.712 — 1.686 Documentos a pagar (1) ................................................................. — 25.353 — 23.978 Otros............................................................................................... — — — — Deuda a largo plazo: — — — — Documentos a pagar (1) ............................................................... Total ....................................................................................................... 31.067 27.065 29.599 25.664 Corriente ................................................................................................ 28.324 27.065 25.040 25.664 A largo plazo........................................................................................... 2.743 — 4.559 — (1) Los documentos de PifCo a cobrar y a pagar a Petrobras en relación con la mayoría de los préstamos devengan intereses a la tasa LIBOR más el 3% anual. 131 Las principales operaciones de PifCo con partes relacionadas son las siguientes: Ventas de crudo y productos derivados del petróleo y servicios Petrobras ...................................................... REFAP S.A...................................................... Petrobras America, Inc.—PAI........................ PESA.............................................................. Petrobras Bolivia........................................... Petrobras Paraguay Distribución................... Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha..................... PRSI Trading………………………………... PIB B.V. ......................................................... Refinaria de Petróleo Ipiranga ...................... Terminales Paraguayos ................................. Brazil Japan Internacional ............................. Otros ............................................................. Costo de ventas Petrobras ...................................................... Petrobras America, Inc.—PAI........................ Companhia MEGA S.A................................... PESA.............................................................. PIB B.V. ......................................................... PEBIS ............................................................. REFAP............................................................ Ecuadortlc S.A. .............................................. Petrobras Colombia ...................................... Transportadora de Gas del Sur ..................... PRSI Trading………………………………... Refinaria Del Norte ....................................... Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha..................... Petrobras Nigeria .......................................... Otros ............................................................. Gastos de comercialización y administración Petrobras ...................................................... Otros ............................................................. Ingresos Financieros Petrobras ...................................................... REFAP S.A...................................................... Braspetro Oil Company—BOC....................... Braspetro Oil Services Company— Brasoil PIB B.V. ......................................................... PNBV ............................................................. Agri Development B.V.—AGRI B.V. ............... Otros ............................................................. Gastos Financieros Petrobras ...................................................... Otros ............................................................. Total .................................................................. Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 2006 Gastos Ingresos Gastos Ingresos Gastos (en millones de U$S) 2008 Ingresos 19.040 2.709 128 85 — 18 984 570 205 24 11 22 2 — — — — — — — — — — — — — — — — — 1.470 57 4 1 89 14 1 21 — — 25.455 132 12.231 1.744 391 140 — 13 — 160 — — — — — (11.660) (225) (539) (275) — — (586) — (407) (235) (153) (71) (58) (57) (165) (294) (48) (6.873) (14) (487) (343) — (61) (623) 2 (347) — — — — — (129) (166) (16) 997 16 7 3 391 194 74 18 (1.319) (34) (16.126) 9.730 1.484 2.968 48 6 1 — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 16.379 (6.044) (227) (506) (258) (14) (226) (206) (253) (271) — — — — — (117) (177) (13) 624 28 5 2 162 118 56 4 (1.588) — (10.645) — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — 15.236 (722) — (9.034) Item 8. Información Financiera Estados Contables Consolidados de Petrobras y Otra Información Financiera Estados Contables Consolidados de PifCo y Otra Información Financiera Véase el Item 18. “Estados Contables” e “Indice de los Estados Contables.” Véase el Item 18. “Estados Contables” e “Indice de los Estados Contables.” Procesos Legales Petrobras Actualmente estamos sujetos a numerosos procesos legales relacionados con demandas civiles, penales, administrativas, ambientales, laborales y fiscales. Varias disputas individuales detalladas a continuación representan una parte significativa del total de demandas contra Petrobras. Nuestros estados contables consolidados auditados sólo incluyen previsiones por pérdidas y gastos probables y estimables en forma razonable en los que la Compañía puede incurrir en relación con litigios pendientes. Véase la Nota 19 a nuestros estados contables consolidados auditados. En el siguiente cuadro se indican las previsiones financieras registradas por tipo de demanda:(1) Demandas laborales..................................................................................................................... Demandas fiscales........................................................................................................................ Demandas civiles.......................................................................................................................... Demandas comerciales y otras contingencias .............................................................................. Total ............................................................................................................................................. Previsiones al 31 de diciembre de 2008 2007 (en millones de U$S) 50 58 81 149 220 155 28 20 379 382 (1) Excluye previsiones por contingencias contractuales y determinaciones impositivas del Instituto Nacional do Seguro Social (INSS). Al 31 de diciembre de 2008, las demandas contra Petrobras, la compañía controlante, correspondían a aproximadamente el 29,1% del total de demandas contra la Compañía y los montos pagados por la Compañía con respecto a demandas legales contra Petrobras en los últimos cinco años promediaron los U$S104 millones por año. Al 31 de diciembre de 2008, el total de demandas contra la Compañía, excluidos los conflictos que se relacionan con demandas no monetarias o demandas difíciles de evaluar en la etapa actual de los procesos, representaba aproximadamente U$S18.600 millones. Petroquisa (una acción entablada por un accionista destinada a hacer valer un derecho de la sociedad) contra Petrobras por supuestas pérdidas sufridas como resultado de la venta de la participación accionaria de Petroquisa en varias empresas petroquímicas incluidas en el Programa Nacional de Privatización (Programa Nacional de Desestatização). La parte demandante en el juicio exige a Petrobras, en carácter de accionista mayoritario de Petroquisa, reintegrar los daños y perjuicios producidos al patrimonio de Petroquisa, debido a que Petrobras aprobó el precio mínimo de venta correspondiente a las empresas privatizadas. El 14 de enero de 1997, una sentencia inicial declaró responsable a Petrobras ante Petroquisa por daños y perjuicios por un monto equivalente a U$S3.406 millones. Además, se exigió a Petrobras abonar al demandante un 5% del monto de indemnización en concepto de prima como así también honorarios de abogados equivalentes al 20% de dicho monto. En 2006, compramos la totalidad de la participación A continuación se describen las demandas más importantes contra Petrobras: Demandas Civiles El 23 de noviembre de 1992, Porto Seguro Imóveis Ltda., un accionista minoritario de Petroquisa, inició una acción en representación de 133 minoritaria de Petroquisa, y actualmente somos titulares del 100% del capital accionario de Petroquisa. Petrobras apeló y logró la anulación de la sentencia, pero en virtud de una apelación subsiguiente presentada el 30 de marzo de 2004, se exigió a Petrobras indemnizar a Petroquisa y Porto Seguro por el monto de U$S2.359 millones y U$S590 millones, respectivamente (éste último monto representando 5% de prima y 20% de honorarios de abogados). Varios individuos han iniciado acción civil pública (ação popular) contra Petrobras, Repsol‐YPF y el gobierno brasileño en virtud de la cual reclamaban volver atrás el canje realizado en 2001 de algunos de nuestros activos operativos en Brasil por algunos activos operativos de YPF en Argentina. Los demandantes sostienen que los activos canjeados no fueron valuados en forma apropiada y que, por lo tanto, la transacción no fue realizada teniendo en cuenta nuestros mejores intereses. En 2002, el Tribunal dictó a favor de los demandantes una medida de carácter restrictivo, prohibitivo o compulsivo (injunction), que posteriormente fue suspendida por la Corte Suprema de Justicia de Brasil. Posteriormente, la acción se resolvió a nuestro favor y las demás partes apelaron. Estamos a la espera de una resolución final en cuanto al fondo de la cuestión. En caso de no revertirse la sentencia, la indemnización que se estima debe pagarse a Petroquisa, incluyendo ajustes monetarios e intereses, ascendería a U$S5.854 millones. Sin embargo, dado que Petrobras es titular del 100% del capital accionario de Petroquisa, la obligación real de Petrobras frente a Petroquisa sería de aproximadamente U$S3.863 millones. Asimismo, Petrobras deberá pagar U$S293 millones a Porto Seguro y U$S1.171 millones de honorarios de abogados en caso de no revertirse la sentencia. Para obtener mayor información en relación con esta demanda, véase la Nota 19(a) a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2008. El 18 de enero de 2000 se produjo la rotura de un oleoducto que conectaba una de nuestras terminales con una refinería en la Bahía de Guanabara causando el derrame de aproximadamente 341.000 galones de petróleo crudo en la Bahía. Se tomaron las medidas necesarias para controlar el derrame con el fin de evitar que el petróleo amenazara otras áreas. Como resultado de ese derrame, se iniciaron diversas demandas por daños por parte de pescadores del Estado de Rio de Janeiro, por un monto total de aproximadamente R$52 millones. Asimismo, la Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro inició una demanda contra Petrobras en virtud de la cual reclamaba una indemnización por daños de aproximadamente R$537 millones. En 2002, el juez que entiende en la causa decidió que los daños reclamados eran válidos, pero no por el monto reclamado. Ambas partes apelaron esta decisión, y posteriormente en 2002, la Cámara de Apelaciones del Estado de Rio de Janeiro rechazó la apelación presentada por el demandante y desestimó numerosas demandas, incluyendo las demandas presentadas por los pescadores que ya habían llegado a un acuerdo con respecto a sus reclamos presentados contra Petrobras o que ya habían iniciado demandas individuales, y también con respecto a otros pescadores. Ambas partes presentaron nuevas apelaciones (agravos de instrumento) en 2003 al Superior Tribunal de Justiça (STJ) y a la STF, respectivamente, pero las mismas fueron rechazadas. El 2 de febrero de 2007, el juez que inicialmente entendió en la causa publicó una decisión que revocaba la decisión de la Cámara de En 1981, Kallium Mineração S.A. inició una acción contra Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais—CPRM en virtud de la cual reclamaba una indemnización por daños de aproximadamente U$S450 millones en relación con la resolución anticipada del contrato para la exploración de una mina de sal de potasio muy grande en Sergipe. CPRM resolvió el contrato cuando el gobierno brasileño, que previamente había otorgado a CPRM el derecho a desarrollar un proyecto de exploración de la mina de sal de potasio, canceló la concesión a CPRM y la transfirió a nuestra ex subsidiaria Petromisa. Como consecuencia de ello, CPRM constituyó a Petrobras y al Gobierno brasileño en co‐demandados de la causa. En 1999, a pesar de rechazar la mayoría de los reclamos presentados por Kallium, el Tribunal exigió a Petrobras indemnizar a Kallium en relación con los gastos de investigación y exploración incurridos por ésta por el monto de aproximadamente U$S1 millón. Petrobras y Kallium apelaron la decisión y están a la espera de la sentencia. El monto total de indemnización por daños que resulte pagadero estará sujeto a un ajuste monetario e intereses del 6% calculados a la fecha de inicio de la acción. 134 Apelaciones y que aceptaba en forma parcial el informe del perito del tribunal que definió el período durante el cual la Bahía de Guanabara se vería afectada por el derrame. Dado que el monto de daños y perjuicios correspondiente a cada pescador afectado es el mismo, esta decisión representó un monto total de R$1.102 millones hasta diciembre de 2005 (sin intereses e indemnización monetaria con posterioridad a dicha fecha). Petrobras apeló esta decisión y la apelación fue rechazada en julio de 2007. Se hizo lugar a una apelación presentada por la Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro y, como resultado de ello, el número de pescadores con derecho a recibir la indemnización por daños y perjuicios se incrementó de 12.000 a 20.000. Petrobras apeló ambas sentencias ante el Superior Tribunal de Justicia (STJ). del petróleo y productos de gas natural), alegando que Petrobras no demostró que la nafta no se utilizaba para producir gasolina o diesel. Dado que presentamos pruebas de que la nafta se utilizó exclusivamente en actividades petroquímicas, consideramos que estas importaciones no están sujetas al pago de impuestos. La determinación impositiva ha sido sometida a revisión y continuaremos apelando a nivel administrativo federal y posteriormente a nivel de la justicia federal, si fuera necesario. Al 31 de diciembre de 2008, la exposición máxima de Petrobras en esta cuestión, incluyendo reexpresión monetaria, era de R$1.421 millones (U$S608 millones). Petrobras se vio obligada a vender sus productos a distribuidores de combustibles libre de CIDE (un impuesto al consumo) como resultado de las decisiones judiciales obtenidas por los distribuidores contra el gobierno federal de Brasil. Las decisiones judiciales fueron revocadas y en 2007, el gobierno federal de Brasil inició un procedimiento administrativo contra Petrobras para recuperar el CIDE no pagado. Hemos presentado una apelación en vista de la primera decisión administrativa desfavorable. Al 31 de diciembre de 2008, la exposición máxima de Petrobras en esta cuestión, incluyendo reexpresión monetaria, era de R$1.107 millones (U$S474 millones). Demandas Fiscales La Dirección Impositiva de Brasil notificó a Petrobras cuatro determinaciones impositivas relacionadas con retenciones (IRRF) que consideran que Petrobras debería haber pagado. Dos determinaciones corresponden a pagos que efectuamos para la compra de petróleo importado y las otras dos están relacionadas con el fletamento de buques con plataforma móvil. El 8 de mayo de 2008, Petrobras inició una acción en relación con una de las dos determinaciones impositivas relacionadas con los pagos por fletamentos de buques, y el tribunal dictó una medida de carácter restrictivo, prohibitivo o compulsivo (injunctive relief) en virtud de la cual se suspendió la retención hasta que se dicte sentencia definitiva. Al 31 de diciembre de 2008, el monto total de estas cuatro determinaciones impositivas ascendía a aproximadamente R$5.092 millones (aproximadamente U$S2.179 millones). Hemos impugnado las cuatro determinaciones y hemos apelado las mismas ante un tribunal administrativo. En caso de ser necesario, iniciaremos acciones a nivel de la justicia federal. Demandas Ambientales En el período 2004‐2008, ocurrieron varios accidentes, algunos de los cuales causaron derrames de petróleo significativos: 115.179 galones en 2008, 101.970 galones en 2007, 77.402 galones en 2006, 71.141 galones en 2005 y 140.000 galones en 2004. Asimismo, en el período 2000‐ 2002, ocurrieron accidentes que dieron lugar a investigaciones y procesos administrativos, civiles y penales, algunos de los cuales no han concluido, y los más significativos de los cuales se indican a continuación. No podemos predecir si se iniciarán nuevos juicios como consecuencia de esos accidentes ni si dichos procesos adicionales tendrán un efecto adverso significativo para Petrobras. Véase la Nota 19 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras. Petrobras vendió nafta importada para la producción de materias primas de petroquímica y no para la producción de gasolina o diesel. En 2006, la Dirección Impositiva de Brasil presentó una determinación impositiva (auto de infração) contra Petrobras en relación con el pago del CIDE (un impuesto al consumo aplicado a la venta e importación de petróleo crudo, productos derivados Derrame de enero de 2000—Bahía de Guanabara El 18 de enero del 2000 se produjo la rotura de un oleoducto que conectaba una de 135 nuestras terminales con una refinería en la Bahía de Guanabara, provocando el derrame de aproximadamente 341.000 galones de fuel oil en la Bahía. Petrobras se ocupó de controlar el derrame y evitar que el petróleo amenazara otras áreas. Invertimos aproximadamente R$104 millones en trabajos de limpieza general y multas impuestas por el organismo nacional de protección ambiental (IBAMA) en relación con el derrame y hemos sido objeto de varios procesos legales como consecuencia del mismo. Derrame de febrero de 2001 — Rios del Estado de Paraná El 16 de febrero de 2001 nuestro oleoducto Araucária‐Paranaguá se rompió como resultado de un movimiento inusual del suelo y se derramaron aproximadamente 15.059 galones de fuel oil en diversos ríos del Estado de Paraná. En cuatro días realizamos los trabajos de limpieza en la superficie de los ríos, recuperando aproximadamente 13.738 galones de fuel oil. Como resultado del accidente: Derrame de julio de 2000 —Curitiba El 16 de julio de 2000 se produjo la rotura del oleoducto Santa‐Catarina/Paraná en nuestra refinería Presidente Getúlio Vargas, ubicada a aproximadamente 15 millas (24 kilómetros) de Curitiba, capital del Estado de Paraná, provocando el derrame de aproximadamente 1,06 millones de galones de petróleo crudo en el área. Se invirtieron aproximadamente R$74 millones en trabajos de limpieza general y multas impuestas por las autoridades del Estado de Paraná. Además, en relación con este derrame: • IBAMA impuso multas a Petrobras por R$168 millones, que hemos impugnado; • Se iniciaron contra Petrobras tres acciones civiles, siendo la más importante una acción civil iniciada el 1º de enero de 2001 por el Ministerio Público Federal y por el Ministerio Público del Estado de Paraná en virtud de la cual se reclamaron daños y perjuicios por aproximadamente R$2.300 millones. Actualmente, este juicio está a la espera de los resultados de una prueba pericial (prova pericial); y • • el Instituto Ambiental do Paraná (IAP) nos impuso una multa de aproximadamente R$150 millones, que posteriormente fue reducida a R$90 millones, la cual hemos impugnado; y • el Ministerio Público Federal y el Ministerio Público del Estado de Paraná iniciaron una acción civil pública contra Petrobras reclamando daños y perjuicios por aproximadamente R$3.700 millones. Además, el IAP inició una acción de clase (class action) por daños y perjuicios por el monto de R$150 millones. Ambas acciones han sido suspendidas debido a un conflicto de jurisdicción entre los tribunales estaduales y federales. Estos juicios se encuentran pendientes de apelación. Explosión de gas y derrame ‐ Marzo de 2001— Yacimiento Roncador El 15 de marzo de 2001 una explosión de gas dentro de una de las columnas de la plataforma de producción P‐36 ubicada en el yacimiento Roncador (a 75 millas de la costa brasileña) provocó la muerte de 11 empleados y el eventual hundimiento de la plataforma. El accidente también causó el derrame de 396.300 galones de diesel y petróleo al océano. Como resultado del accidente: el Ministerio Público Federal inició una acción penal contra nosotros, contra nuestro ex Presidente y contra nuestro ex Gerente de la Refinería REPAR. No se ha hecho a lugar esta acción con respecto a nuestro ex Presidente y la misma se ha suspendido, estando pendiente la apelación, con respecto a Petrobras y al ex Gerente de la Refinería REPAR. • 136 el Ministerio Público Federal presentó una demanda reclamando el pago de R$100 millones por daños ambientales, entre otros reclamos. Petrobras opuso una excepción a dichas demandas y en la actualidad está a la espera de una decisión en tal sentido; e • millones por la supuesta violación del Acuerdo de Ajuste de Conducta celebrado el 11 de agosto de 2004 entre Petrobras e IBAMA en relación con actividades de perforación en la Cuenca Campos. Petrobras impugnó la multa a través de un proceso administrativo. Consideramos que la perforación realizada por Petrobras en la costa brasileña, incluyendo la perforación en la Cuenca Campos, es legítima en virtud de la licencia de perforación anterior de IBAMA, el Decreto del Gobierno Federal emitido el 9 de diciembre de 2002, y el Acuerdo de Ajuste de Conducta celebrado el 11 de agosto de 2004, que aún se encuentra vigente. IBAMA impuso multas a Petrobras por aproximadamente R$7 millones. Hemos impugnado dichas multas a través de procesos administrativos. Uno de estos procesos ha concluido y la multa (por un monto de R$2 millones) ha sido ratificada por IBAMA. Petrobras inició una acción para anular la decisión administrativa en virtud de la cual se ratificó la multa de R$2 millones. Aún no se ha dictado sentencia en el otro proceso administrativo. Contaminación Accidente en FPSO en octubre de 2002 El 13 de octubre de 2002 un corte de energía en la FPSO P‐34 ubicada en los yacimientos de Barracuda‐Caratinga afectó el sistema de balance hídrico del buque causando la inclinación de la FPSO. Cuatro días después, se había restablecido la estabilidad del buque sin registrarse víctimas ni derrames de petróleo en el mar. Como resultado de la investigación sobre ese accidente, se incorporaron diversas medidas a nuestro Programa de Excelencia Operativa o PEO para prevenir accidentes similares. En relación con el accidente, también celebramos con IBAMA un Acuerdo de Ajuste de Conducta, con el objeto de llevar a cabo ciertas acciones en la Cuenca Campos para reducir el riesgo de daño ambiental. El Ministerio Público Federal impugnó la validez del Acuerdo de Ajuste de Conducta en 2003 e intentó evitar que IBAMA otorgara a Petrobras licencias para nuestras plataformas ubicadas en la Cuenca Campos. El tribunal dictó sentencia a favor de Petrobras, que fue apelada por el Ministerio Público Federal. El Tribunal resolvió parcialmente la apelación a favor del Ministerio Público Federal. Petrobras impugnó la decisión y está a la espera de la sentencia. El 15 de enero de 1986 el Ministerio Público del Estado de São Paulo y la Unión de Defensores de la Tierra, presentaron una acción civil pública contra Petrobras y 23 empresas más ante el Tribunal del Estado de São Paulo por supuestos daños causados por contaminación. Esta causa se encuentra en la etapa de prueba. El monto reclamado en el escrito inicial presentado al Tribunal asciende a R$4.217, pero es difícil estimar los daños reales que podrían ser calculados por el Tribunal. El Ministerio Público del Estado de São Paulo ha declarado públicamente que se necesitarán finalmente U$S800 millones para subsanar el supuesto daño ambiental. El Tribunal se negó a declarar solidariamente responsables a los demandados y consideramos que será difícil determinar el daño ambiental atribuible a cada uno de ellos. PifCo No existen litigios ni procesos públicos pendientes o que, a saber de PifCo, intenten iniciarse contra PifCo o alguna de las subsidiarias que, en el caso de un fallo adverso, tendrían un efecto significativo sobre la situación financiera o la rentabilidad de la empresa. Perforaciones en la Cuenca Campos El 3 de febrero de 2006, IBAMA impuso una multa a Petrobras por el monto ajustado de R$122,9 137 Distribución de Dividendos Petrobras A continuación se describe el pago de dividendos por parte de Petrobras durante los últimos cinco ejercicios, incluyendo montos pagados en la forma de intereses sobre el capital. 2008 Dividendos pagados a accionistas ................................................. Dividendos pagados a participaciones minoritarias ...................... 4.343 404 4.747 2004 1.785 24 1.809 de dividendos en cualquier momento dentro de los límites establecidos por la legislación brasileña. En relación con la política de distribución de dividendos mínimos establecida en la Ley de Sociedades brasileña, véase el Item 10 “Información Adicional ‐ Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras ‐ Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital” y el Item 10 “Información Adicional ‐ Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras ‐ Distribución Obligatoria”. Petrobras puede modificar la política Item 9. Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 2006 2005 (en millones de U$S) 3.860 3.144 2.104 143 69 6 4.003 3.213 2.110 PifCo Para obtener información adicional sobre la política de distribución de dividendos de PifCo, véase el Item 10 “Información Adicional ‐ Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo—Dividendos.” Oferta y Cotización en Bolsa Petrobras Mercados Nuestras acciones y ADSs cotizan en los siguientes mercados: Acciones Ordinarias ........... Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa)— São Paulo (PETR3); Mercado de Valores Latinoamericanos en Euros (Latibex)—Madrid, España (XPBR) Acciones Preferidas ........... Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa)— São Paulo (PETR4); Mercado de Valores Latinoamericanos en Euros (Latibex)—Madrid, España (XPBRA) ADSs representativas de Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)—Nueva York (PBR) Acciones Ordinarias ........... ADSs representativas de Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)—Nueva York (PBRA) Acciones Preferidas ........... Acciones Ordinarias ........... Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA)—Buenos Aires, Argentina (APBR) Acciones Preferidas ........... Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA)—Buenos Aires, Argentina (APBRA) Nuestras acciones ordinarias y preferidas se negocian en la Bolsa de Valores de São Paulo desde 1968. Nuestras ADSs que representan dos acciones ordinarias y nuestras ADSs que representan dos acciones preferidas se negocian en la Bolsa de Valores de Nueva York desde 2000 y 2001, respectivamente. JPMorgan Chase Bank, N.A. actúa como depositario de las ADSs que representan acciones ordinarias y preferidas. En marzo de 2008, los accionistas de Petrobras aprobaron la división dos por una de nuestras acciones ordinarias y preferidas que se negocian en la Bolsa de Valores de São Paulo, y nuestras ADSs que representan acciones ordinarias y preferidas que se negocian en la Bolsa de Valores de Nueva York. La división de acciones entró en vigencia el 28 de abril de 2008 en la Bolsa de Valores de São Paulo y el 8 de mayo de 2008 en la Bolsa de Valores de Nueva York. La división de acciones de dos por una 138 no afectó la relación ADSs/acciones subyacentes de Petrobras. Nuestras acciones ordinarias y preferidas se negocian en LATIBEX desde 2002. LATIBEX es un mercado electrónico creado en 1999 por la Bolsa de Madrid con el propósito de permitir la negociación de títulos latinoamericanos denominados en Euros. Nuestras acciones ordinarias y preferidas se negocian en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires desde el 27 de abril de 2006. 139 Información relativa al Precio de las Acciones El siguiente cuadro incluye información en relación con la negociación de las acciones ordinarias y preferidas de Petrobras, conforme lo informado por la Bolsa de Valores de São Paulo, y de las ADSs que representan acciones ordinarias y preferidas, conforme lo informado por la Bolsa de Nueva York, correspondiente a los períodos indicados. Reales por acción ordinaria Máximo 2004 .................................... 13,46 20,90 2005 .................................... 27,70 2006: ................................... 52,50 2007: ................................... Primer trimestre ............. 27,88 Segundo trimestre 29,39 35,39 Tercer trimestre .............. 52,50 Cuarto trimestre ............. 2008: 62,30 Primer trimestre ............. 52,16 Segundo trimestre 62,30 56,30 Tercer trimestre .............. Cuarto trimestre ............. 41,60 31,00 Noviembre 2008.............. 29,64 Diciembre 2008 .............. 2009: Primer Trimestre............. 38,97 31,02 Enero 2009...................... 34,25 Febrero 2009 .................. 38,97 Marzo 2009..................... 38,90 Abril 2009 ....................... Mínimo 9,57 12,70 20,33 22,43 22,43 25,15 27,13 34,28 20,21 39,00 45,66 34,32 20,21 21,21 21,50 27,45 27,45 29,76 30,50 35,71 Reales por acción preferida Máximo 12,24 18,61 24,90 44,20 25,23 25,82 30,18 44,20 52,51 43,50 52,51 46,09 34,90 25,10 24,35 30,86 25,50 27,92 30,86 30,84 Bolsa de Valores de São Paulo U$S por ADS representativa de acciones preferidas Máximo Mínimo 9,18 5,21 16,55 8,36 23,39 15,78 49,83 18,88 22,72 18,88 27,02 21,93 32,88 22,71 49,83 31,92 63,51 12,56 51,50 39,06 63,51 43,38 57,40 31,73 36,35 12,56 24,89 12,56 21,21 14,62 27,72 19,48 23,25 19,48 24,48 20,36 27,72 20,47 28,49 25,49 limitaciones de acuerdo con la legislación sobre inversiones extranjeras de Brasil. Con limitadas excepciones, los tenedores no brasileños sólo pueden operar en la Bolsa de Valores de São Paulo de acuerdo con los requisitos de la Resolución Nº 2.689 del Consejo Monetario Nacional. La Resolución Nº 2.689 exige que los títulos pertenecientes a tenedores no brasileños sean mantenidos en custodia de, o en cuentas de depósito en, entidades financieras debidamente autorizadas por el Banco Central de Brasil y la CVM. Además, la Resolución Nº 2.689 exige a los tenedores no brasileños limitar sus operaciones con títulos a transacciones en bolsas o mercados extrabursátiles calificados brasileños. Con limitadas excepciones, los tenedores no brasileños no pueden transferir la titularidad de las inversiones realizadas de conformidad con la Resolución No. 2.689 a otros tenedores no brasileños a través de transacciones privadas. La Bolsa de Valores de São Paulo es menos líquida que la Bolsa de Valores de Nueva York. Al 31 de diciembre de 2008, la capitalización total de mercado de las 439 empresas que cotizan en la Bolsa de Valores de Pablo fue de aproximadamente U$S588.000 millones y las diez empresas más grandes representaron aproximadamente el 52% de la capitalización total de mercado de todas las empresas que cotizan en bolsa. Todas las acciones en circulación de una compañía que cotiza en bolsa pueden negociarse en la Bolsa de Valores de São Paulo, pero en la mayoría de los casos, menos de la mitad de las acciones que cotizan en bolsa están realmente disponibles para ser negociadas por el público. El resto se encuentra en poder de pequeños grupos de personas controlantes, de entidades públicas o de un accionista principal. Un tenedor de acciones que desee operar en la Bolsa de Valores de São Paulo y que no sea considerado residente de Brasil a los fines impositivos y reglamentarios brasileños (un tenedor no brasileño) está sujeto a determinadas Mínimo 8,40 11,37 18,25 20,09 20,09 22,18 23,09 29,35 16,89 33,24 37,88 28,35 16,89 16,89 18,16 23,06 23,06 24,69 24,80 28,61 U$S por ADS representativa de acciones ordinarias Máximo Mínimo 10,09 6,09 18,35 9,35 26,73 17,55 58,81 21,13 25,33 21,13 30,86 24,83 38,46 26,78 58,81 37,37 75,19 14,94 62,51 46,28 75,19 52,28 70,24 38,44 43,48 14,94 30,58 14,94 25,86 17,16 34,99 23,01 29,19 23,01 30,23 24,97 34,99 25,31 35,99 32,16 PifCo Las acciones ordinarias de PifCo no están registradas y no hay un mercado para negociar las 140 mismas. Las Obligaciones Senior de PifCo cotizan en la Bolsa de Valores de Luxemburgo. Las Obligaciones Globales de PifCo con vencimiento en 2016, 2018 y 2019 se encuentran registradas en la Bolsa de Valores de Nueva York. Los demás títulos de deuda de PifCo no se han cotizado en ninguna bolsa. Distribución de Utilidades En cada Asamblea General de Accionistas el Consejo de Administración debe recomendar el modo de distribución de la utilidad neta correspondiente al ejercicio anterior. La Ley de Sociedades de Brasil define a la utilidad neta como ganancias netas después de impuestos a las ganancias y cargas sociales correspondientes a dicho ejercicio, neto de pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores y los montos asignados a la participación de los empleados y ejecutivos en las ganancias. De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, los montos disponibles para la distribución de dividendos o el pago de intereses sobre el capital son equivalentes a la utilidad neta menos el monto asignado a la reserva legal. Item 10. Información Adicional Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras Información General Petrobras es una compañía cuyas acciones cotizan en bolsa y está debidamente inscripta en la CVM bajo el Nº 951‐2. En el Artículo 3 de los Estatutos se establece nuestro objeto social que comprende la investigación, prospección, extracción, procesamiento, comercialización y transporte de petróleo crudo de los pozos, de esquistos y otros tipos de rocas, de sus derivados, de gas natural y otros hidrocarburos, así como otras actividades relacionadas o similares tales como actividades asociadas con la energía, incluyendo investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución, venta y comercialización de todas las formas de energía, así como también otras actividades relacionadas o similares. Petrobras puede llevar a cabo fuera de Brasil, directamente o a través de sus subsidiarias, cualquiera de las actividades descriptas en el objeto social. Debemos mantener una reserva legal a la que se debe asignar el 5% de las utilidades netas correspondientes a cada ejercicio hasta alcanzar el 20% del capital integrado. Sin embargo, no estamos obligados a realizar asignaciones a la reserva legal en un ejercicio en el que la reserva legal, sumada a las demás reservas de capital establecidas, exceda el 30% de nuestro capital. La reserva legal puede utilizarse solamente para compensar pérdidas o aumentar el capital. Siempre que la Compañía esté en condiciones de realizar la distribución mínima obligatoria descripta a continuación, se debe asignar un monto equivalente al 0,5% del capital suscripto y totalmente integrado al cierre del ejercicio a una reserva dispuesta por ley. La reserva se utiliza para financiar los costos de programas de investigación y de desarrollo tecnológico. El saldo acumulado de esta reserva no puede exceder el 5% del capital accionario suscripto y totalmente integrado. Requisitos de los Consejeros La ley brasileña establece que el Consejo de Administración sólo puede estar compuesto por accionistas de la empresa, pero no establece una tenencia mínima de acciones ni requisitos de residencia para desempeñarse como Director. Los miembros del Comité Ejecutivo deberán ser ciudadanos brasileños y residir en Brasil. Los consejeros y ejecutivos no pueden votar respecto de ninguna transacción que involucre a las compañías en las que los mismos sean titulares de más del 10% del total del capital accionario o en las que hayan desempeñado funciones ejecutivas en el período inmediatamente anterior a haber asumido el cargo. De acuerdo con los Estatutos, los accionistas fijan la remuneración total a pagar a los consejeros y ejecutivos. El Consejo de Administración distribuye la remuneración entre sus miembros y los ejecutivos. La ley brasileña también dispone tres asignaciones discrecionales de la utilidad neta que están sujetas a aprobación de los accionistas en la Asamblea Anual de Accionistas, según se indica a continuación: • 141 en primer lugar, podrá asignarse un porcentaje de la utilidad neta a una reserva para contingencias en relación con pérdidas previstas que se consideren probables en futuros ejercicios. Todo monto asignado de este modo en un ejercicio anterior deberá desafectarse en el ejercicio en el que las razones que justifican la reserva desaparecen, o imputarse a pérdida en el caso de que se produzca la pérdida prevista; • • asignada a las reservas mencionadas para financiar los requerimientos de capital de trabajo y los proyectos de inversión descriptos anteriormente o a la reserva dispuesta por ley debe distribuirse a los accionistas como dividendos o intereses sobre el capital. en segundo lugar, si el monto obligatorio a distribuir excede el monto de las ganancias netas realizadas en un ejercicio determinado, el monto excedente puede asignarse a una reserva para ganancias no realizadas. La Ley de Sociedades de Brasil define como ganancias netas realizadas al monto de ganancias netas que excede el resultado positivo neto de los ajustes de capital y las ganancias o ingresos de las operaciones cuyos resultados financieros tienen lugar con posterioridad al cierre del ejercicio subsiguiente; y Sin embargo, la Ley de Sociedades de Brasil permite a una sociedad que cotiza en bolsa como Petrobras, suspender la distribución obligatoria si el Consejo de Administración y el Consejo Fiscal informan a la Asamblea Anual General de Accionistas que la distribución no sería aconsejable considerando la situación financiera de la empresa. La suspensión está sujeta a la aprobación de los tenedores de acciones ordinarias. En este caso, el Consejo de Administración debe presentar ante la CVM una justificación de dicha suspensión. Las ganancias no distribuidas como consecuencia de la suspensión anteriormente mencionada deberán asignarse a una reserva especial y, de no ser absorbidas por pérdidas subsiguientes, deberán distribuirse cuando la situación financiera de la compañía lo permita. en tercer lugar, una parte de nuestra utilidad neta que excede la distribución mínima obligatoria puede asignarse para financiar requerimientos de capital de trabajo y proyectos de inversión siempre que dicha asignación esté respaldada por un presupuesto de inversiones previamente aprobado por nuestros accionistas. Los presupuestos de inversiones correspondientes a más de un ejercicio deben analizarse en cada Asamblea Anual de Accionistas. Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital La Ley de Sociedades de Brasil y los Estatutos de la Compañía establecen la obligación de celebrar una Asamblea Anual General de Accionistas en el cuarto mes subsiguiente al cierre de cada ejercicio en la cual, entre otras cuestiones, los accionistas deberán decidir sobre el pago de dividendos anuales. El pago de dividendos anuales se fundamenta en los estados contables preparados para el ejercicio correspondiente. Distribución Obligatoria La Ley Nº 9.249 de fecha 26 de diciembre de 1995, con las correspondientes modificaciones, establece la distribución de intereses sobre el capital entre los accionistas como una forma alternativa de distribución. Dichos intereses están limitados a la variación proporcional diaria de la tasa de interés TJLP, la tasa de interés a largo plazo del gobierno brasileño. De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, los estatutos de una sociedad anónima (corporation) brasileña pueden especificar un porcentaje mínimo de los montos disponibles a ser distribuidos por la compañía en cada ejercicio a los accionistas como dividendos o intereses sobre el capital, también denominado monto distribuible obligatorio, que no puede ser inferior al 25% de la utilidad neta ajustada correspondiente al ejercicio. Conforme a nuestros Estatutos, el monto distribuible obligatorio se ha fijado en un monto mínimo del 25% de nuestra utilidad neta, después de efectuadas las asignaciones a la reserva legal, a la reserva para contingencias y a la reserva para ganancias no realizadas. Además, la utilidad neta no Dichos pagos pueden considerarse gastos deducibles a los fines del impuesto a las ganancias corporativo y de las cargas sociales, pero la deducción no puede exceder el monto mayor entre: • el 50% de la utilidad neta (antes de considerar dicha distribución y las deducciones por impuesto a 142 las ganancias y luego de considerar deducciones por cargas sociales sobre la utilidad neta) correspondiente al período con respecto al cual se realiza el pago; o acciones con una participación equivalente a las acciones ordinarias en los aumentos del capital social obtenidos a partir de la incorporación de reservas y ganancias. • Nuestro Consejo de Administración puede distribuir dividendos o pagar intereses en base a las ganancias declaradas en los estados contables intermedios. El monto de dichos dividendos distribuidos no puede exceder el monto de nuestras reservas de capital. el 50% de las ganancias no distribuidas. El pago de intereses sobre el capital a los tenedores de ADSs o acciones ordinarias, sean o no residentes en Brasil, está sujeto a retenciones impositivas en origen a una tasa del 15% o 25%. La tasa del 25% se aplica si el beneficiario es residente en un paraíso fiscal. Véase “Impuestos relativos a nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas — Consideraciones sobre Impuestos Brasileños.” El monto pagado a los accionistas por intereses atribuidos al capital, neto de retenciones impositivas, puede incluirse como parte de la distribución obligatoria de dividendos. Según lo establecido en la Ley de Sociedades de Brasil, la Compañía está obligada a distribuir entre los accionistas un monto suficiente que garantice que el monto neto recibido, una vez pagadas las retenciones impositivas en origen aplicables con respecto a la distribución de intereses sobre el capital, sea como mínimo equivalente a los dividendos obligatorios. Asamblea de Accionistas Los accionistas, a través del voto en la asamblea, tienen la facultad de decidir sobre cuestiones relacionadas con el objeto social y de aprobar las resoluciones que consideren necesarias para nuestra protección y desarrollo. La convocatoria a asamblea de accionistas se realiza mediante la publicación de un edicto en el Diário Oficial da União (Boletín Oficial), Jornal do Comércio, Gazeta Mercantil y Valor Econômico. La convocatoria debe publicarse por lo menos tres veces y con un mínimo de 15 días de antelación respecto de la fecha prevista para la asamblea. La convocatoria debe incluir el orden del día de la asamblea y, en el caso de proponerse una reforma a los Estatutos, una indicación del contenido de la misma. En el caso de los titulares de ADSs, el depositario de ADSs deberá recibir la convocatoria con un mínimo de 30 días calendarios de antelación respecto de la asamblea de accionistas. Según lo establecido en la Ley de Sociedades de Brasil y en nuestros Estatutos, los dividendos generalmente deben pagarse dentro de los 60 días posteriores a la fecha de declaración de dividendos, a menos que los accionistas aprueben una resolución que establezca una nueva fecha de pago, que, en ambos casos, debe ser anterior al cierre del ejercicio en el cual se declararon dividendos. Los montos de los dividendos adeudados a nuestros accionistas están sujetos a cargos financieros actualizados a la tasa SELIC (tasa de interés aplicable a determinados títulos públicos brasileños) a partir del cierre de cada ejercicio hasta la fecha de efectivo pago de dividendos. Los accionistas tienen un período de tres años contado a partir de la fecha de pago de dividendos para reclamar los dividendos o los pagos de intereses con respecto a sus acciones, después del cual el monto de los dividendos no reclamados volverá a la Compañía. El Consejo de Administración o, en algunos casos específicos establecidos en la Ley de Sociedades de Brasil, los accionistas, convocan las Asambleas Generales de Accionistas. Un accionista puede estar representado en una Asamblea General de Accionistas por un apoderado, siempre que éste haya sido designado dentro del año de celebración de la asamblea. El apoderado debe ser un accionista, un miembro de la Dirección, un abogado o una entidad financiera. El poder otorgado al apoderado deberá cumplir con ciertas formalidades establecidas por la ley brasileña. Para la adopción de una resolución en la Asamblea de Accionistas, los accionistas que representen al menos un cuarto de nuestras acciones ordinarias emitidas y en circulación deben estar presentes en la asamblea. Sin embargo, en el Los titulares de acciones preferidas tienen prioridad en la distribución equivalente al monto mayor entre: el 5% de su participación proporcional en el capital integrado o el 3% del valor libro de sus 143 caso de una asamblea general para reformar los Estatutos, deberán estar presentes los accionistas que representan al menos dos tercios de las acciones ordinarias emitidas y en circulación. En caso de no constituirse el quórum, el Consejo puede convocar una segunda asamblea mediante notificación enviada con un mínimo de ocho días calendarios de antelación respecto de la fecha prevista para la asamblea de acuerdo con las normas de publicación anteriormente descriptas. Los requisitos de quórum no se aplican a la segunda asamblea, sujeto a los requisitos de votación para determinadas cuestiones descriptas a continuación. obligatorios y la asignación a las distintas cuentas de reserva; Derecho a Voto De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil y nuestros Estatutos, cada una de nuestras acciones ordinarias tiene derecho a voto en la Asamblea General de Accionistas. Conforme a lo establecido por ley, el gobierno brasileño debe ser titular de al menos la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto. Conforme a nuestros Estatutos, nuestras acciones preferidas, en general, no confieren derecho a voto. Los titulares de acciones ordinarias que votan en la Asamblea General de Accionistas tienen la facultad exclusiva de: • reformar los Estatutos; • aprobar aumentos de capital por encima del monto de capital autorizado; • aprobar reducciones de capital; • elegir o remover miembros del Consejo de Administración y del Consejo Fiscal, sujeto al derecho de nuestros accionistas titulares de acciones preferidas de elegir o remover uno de los miembros del Consejo de Administración y de elegir un miembro del Consejo Fiscal; • recibir los estados contables anuales preparados por la Dirección y aceptar o rechazar los estados contables, incluyendo la asignación de la utilidad neta para el pago de dividendos 144 • autorizar la emisión de debentures excepto la emisión de debentures sin garantía y no convertibles en acciones, que podrá ser aprobada por el Consejo de Administración; • suspender los derechos de los accionistas que no hayan cumplido con las obligaciones impuestas por ley o los Estatutos; • aceptar o rechazar la valuación de los activos aportados por un accionista como contraprestación por la emisión de acciones; • dictar resoluciones para aprobar reestructuraciones societarias, tales como fusión, escisión y transformación en otra clase de sociedad; • participar de un grupo de empresas centralizado; • aprobar la transferencia del control de las subsidiarias; • aprobar la venta de debentures convertibles emitidos por nuestras subsidiarias y pertenecientes a la Compañía; • establecer la remuneración de los principales ejecutivos; • aprobar la cancelación de nuestro registro como sociedad que cotiza en bolsa; • decidir sobre la disolución liquidación de la Compañía; • renunciar al derecho de suscripción de acciones o debentures convertibles emitidos por nuestras subsidiarias o afiliadas; y • seleccionar una empresa especializada para llevar a cabo la valuación de o • nuestras acciones, en los casos de cancelación de nuestro registro como sociedad que cotiza en bolsa o de incumplimiento de las normas estándar de gobierno corporativo definidas por una bolsa de valores o una entidad a cargo del mantenimiento de un mercado extrabursátil organizado registrado en la CVM, con el fin de cumplir con dichas normas de gobierno corporativo y con los contratos que puedan celebrarse entre Petrobras y dichas entidades. • Se requerirá la aprobación de los titulares de al menos la mitad de las acciones ordinarias emitidas y en circulación en relación con los siguientes asuntos: reducción de la distribución obligatoria de dividendos; • fusión por absorción o propiamente dicha con otra empresa, sujeto a las condiciones estipuladas en la Ley de Sociedades de Brasil; • participación en un grupo de empresas sujeto a las condiciones estipuladas por la Ley de Sociedades de Brasil; • modificación del objeto social, la cual debe estar precedida por una reforma de los Estatutos en virtud de una ley federal dado que somos una sociedad controlada por el gobierno y nuestro objeto social está establecido por ley; • cesación del estado de liquidación; • escisión de una parte de la Compañía, sujeto a las condiciones estipuladas en la Ley de Sociedades de Brasil; aprobación de la liquidación de la Compañía. De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, si un accionista tiene un conflicto de intereses con la Compañía en relación con una transacción propuesta, el accionista no podrá votar una decisión relacionada con dicha transacción. Por ejemplo, un accionista con intereses no puede votar para aprobar la valuación de activos aportados por dicho accionista a cambio de capital o, cuando el accionista es uno de los principales ejecutivos, para aprobar el informe de la Dirección sobre los estados contables de la Compañía. Las transacciones aprobadas por el voto de un accionista con conflicto de intereses podrán ser anuladas y dicho accionista podrá ser considerado responsable de los daños causados y podrá exigírsele devolver a la Compañía las ganancias que pudiera haber obtenido como resultado de la transacción. Salvo disposición en contrario establecida por ley, las resoluciones de la Asamblea General de Accionistas se aprueban por una mayoría de titulares de acciones ordinarias en circulación. No se tienen en cuenta las abstenciones. • transferencia de todas nuestras acciones a otra compañía o incorporación de las acciones de otra compañía con el propósito de convertir a la sociedad cuyas acciones se transfieren, en una subsidiaria totalmente controlada de dicha compañía (incorporação de ações); y De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, los siguientes asuntos deberán someterse a la aprobación de los titulares de acciones preferidas en circulación que estén afectadas en forma adversa antes de someterse a la aprobación de al menos la mitad de los titulares de acciones ordinarias emitidas y en circulación: • • 145 creación de acciones preferidas o aumento de las clases existentes de acciones preferidas sin conservar las proporciones de ninguna otra clase de acciones preferidas, salvo lo dispuesto o autorizado por los Estatutos de la sociedad; modificación de las preferencias, privilegios, rescate o amortización de cualquier clase de acciones preferidas; y • Derechos Preferentes de Suscripción creación de una nueva clase de acciones preferidas con derecho a condiciones más favorables que las clases existentes. De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, cada accionista tiene derechos preferentes de suscripción de acciones o títulos convertibles en acciones en todo aumento de capital, en proporción al número de acciones de las que sea titular. En el caso de un aumento de capital que mantenga o aumente la proporción de capital representado por acciones preferidas, los titulares de acciones preferidas tendrán derechos preferentes de suscripción respecto de nuevas acciones preferidas solamente. En el caso de un aumento de capital que disminuya la proporción de capital representado por acciones preferidas, los titulares de acciones preferidas tendrán derechos preferentes de suscripción respecto de nuevas acciones preferidas en proporción al número de acciones de las que sean titulares, y de acciones ordinarias sólo en la medida que sea necesario para evitar la dilución de su participación en el capital social de la Compañía. Las decisiones respecto de nuestra transformación en otra clase de sociedad requieren la aprobación unánime de los accionistas, incluyendo los titulares de acciones preferidas, y una reforma de los Estatutos según lo dispuesto en la ley federal. Los titulares de acciones preferidas adquirirán derecho a voto si no se paga el dividendo mínimo que los titulares de dichas acciones tienen derecho a percibir durante tres ejercicios consecutivos. El derecho a voto continuará vigente hasta que se haga efectivo el pago. Los accionistas titulares de acciones preferidas también adquieren derecho a voto si la sociedad entra en un proceso de liquidación. Para ejercer este derecho se establece un período mínimo de 30 días posteriores a la publicación de la notificación de emisión de nuevas acciones o títulos convertibles en acciones, y dicho derecho es negociable. De acuerdo con los Estatutos, el Consejo de Administración podrá eliminar los derechos preferentes de suscripción o reducir el período para su ejercicio en relación con un canje público que se realiza para adquirir el control de otra compañía o en relación con una oferta pública de acciones o de títulos convertibles en acciones. De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, los accionistas que representan al menos un 10% de las acciones con derecho a voto, tienen el derecho a exigir que se adopte un proceso de votación acumulativa en el que cada titular de acciones ordinarias tenga derecho a tantos votos como miembros tiene el Consejo de Administración y en el que cada tenedor de acciones ordinarias tenga derecho a votar en forma acumulativa por solo un candidato o a distribuir sus votos entre varios candidatos. Asimismo, los accionistas minoritarios titulares de al menos el 10% de las acciones con derecho a voto también tienen el derecho de designar o remover un miembro del Consejo Fiscal. En el caso de un aumento de capital mediante la emisión de nuevas acciones, los tenedores de ADSs, de acciones ordinarias o preferidas tendrían, salvo en las circunstancias descriptas anteriormente, derechos preferentes de suscripción en relación con toda clase de acciones recientemente emitidas. Sin embargo, no se podrán ejercer derechos preferentes de suscripción en relación con acciones preferidas subyacentes a las ADSs, a menos que se encuentre vigente una declaración de registro en virtud de la Ley de Títulos‐Valores en relación con dichos derechos o una exención de los requisitos de registro de la Ley de Títulos‐Valores. Véase el Item 3. “Información Clave ‐Factores de Riesgo ‐ Riesgos Relacionados con nuestras Acciones y Títulos de Deuda”. Los titulares de acciones preferidas que representen, individualmente o en grupo, el 10% de nuestro capital total, tienen derecho a designar y/o remover un miembro del Consejo de Administración. Los titulares de acciones preferidas tienen derecho a designar en forma independiente un miembro del Consejo Fiscal. Los Estatutos establecen que, independientemente del ejercicio de los derechos arriba otorgados a los accionistas minoritarios a través del proceso de votación acumulativa, el gobierno brasileño tiene siempre el derecho de elegir a la mayoría de nuestros consejeros. 146 Rescate y Derechos de Receso La legislación brasileña establece que, en limitadas circunstancias, un accionista tiene derecho a retirar su participación accionaria de la Compañía y a recibir el pago de la porción del capital atribuible a su participación accionaria. • escindir una parte de nuestra empresa, sujeto a las condiciones establecidas en la Ley de Sociedades de Brasil; • transferir todas nuestras acciones a otra empresa o incorporar acciones de otra empresa con el propósito de que la empresa cuyas acciones se transfieren se convierta en una subsidiaria totalmente controlada de nuestra empresa (incorporação de ações); o • adquirir el control de otra compañía a un precio que excede los límites establecidos por la Ley de Sociedades de Brasil, sujeto a las condiciones establecidas en dicha Ley. Este derecho de receso puede ser ejercido por los tenedores de acciones ordinarias y preferidas afectadas en forma adversa en el caso que decidamos: • • crear acciones preferidas o aumentar las clases existentes de acciones preferidas, sin mantener las proporciones respecto de otras clases de acciones preferidas, salvo lo dispuesto u autorizado por nuestros Estatutos; o El derecho de receso también puede ejercerse en el caso de que una compañía resultante de una fusión, (incorporação de ações), según se describe anteriormente, o fusión por absorción o escisión de una sociedad que cotiza en bolsa no logre cotizar sus acciones dentro de un plazo de 120 días contado a partir de la Asamblea de Accionistas en la que se ha tomado tal decisión. cambiar las preferencias, privilegios o condiciones de rescate o amortización de cualquier clase de acciones preferidas o crear una nueva clase de acciones preferidas con derecho a condiciones más favorables que las de las clases existentes. El rescate de acciones que resultara del ejercicio de dichos derechos de receso debe realizarse sobre la base del valor libro por acción, determinado de acuerdo con el último balance aprobado por los accionistas de la Compañía. Sin embargo, en el caso de que una Asamblea de Accionistas en la que se decida disponer el ejercicio del derecho de rescate se celebre en una fecha posterior al plazo de 60 días contado a partir de la fecha del último balance aprobado, un accionista tendrá derecho a exigir que sus acciones sean valuadas sobre la base de un nuevo balance con fecha dentro de los 60 días contados a partir de dicha Asamblea de Accionistas. El derecho de receso caduca 30 días después de la publicación del Acta de Asamblea de Accionistas que aprueba las medidas societarias descriptas anteriormente. Estamos autorizados a reconsiderar toda medida que diera lugar a ejercer los derechos de receso dentro de los 10 días siguientes a la caducidad de dichos derechos si el retiro de acciones de los accionistas disidentes perjudicara la estabilidad financiera de la Compañía. Los titulares de acciones ordinarias pueden ejercer el derecho de receso en el caso que decidamos: • fusionarnos con otra compañía (por absorción o consolidación) sujeto a las condiciones establecidas por la Ley de Sociedades de Brasil; o • participar de un grupo centralizado de compañías según lo establecido en la Ley de Sociedades de Brasil y sujeto a las condiciones establecidas en la misma. El derecho de receso también puede ser ejercido por los accionistas disidentes en el caso de que decidamos: • reducir la distribución obligatoria de dividendos; • modificar el objeto social de la Compañía; 147 pago del precio de emisión de las acciones suscriptas o adquiridas. Otros Derechos de los Accionistas De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, ni los Estatutos de la Compañía ni las medidas adoptadas en una Asamblea General de Accionistas pueden privar a un accionista de derechos específicos, tales como: • el derecho de participar en la distribución de utilidades; • el derecho de participar, en forma equitativa y proporcional, de los activos residuales remanentes en caso de liquidación de la sociedad; • el derecho de supervisar la gestión de los negocios según lo especificado en la Ley de Sociedades de Brasil; • los derechos preferentes de suscripción en el caso de suscripción de acciones, debentures convertibles en acciones o bonos de suscripción (salvo con respecto a una oferta pública de dichos títulos, según fuera establecido en los Estatutos); y • Forma y Transferencia Las acciones de la Compañía están registradas en la forma de acciones escriturales y hemos contratado al Banco do Brasil para que realice la custodia y transferencia de acciones. A fin de efectuar la transferencia, el Banco do Brasil realiza un registro, debita la cuenta de acciones del transferente y acredita la cuenta de acciones del beneficiario de la transferencia. Los accionistas podrán optar, a su exclusivo criterio, por mantener sus acciones a través de Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia o CBLC. Las acciones se ingresan al sistema CBLC a través de entidades brasileñas que tienen cuentas de compensación con el CBLC. El registro de accionistas de la Compañía indica cuáles acciones cotizan en el sistema CBLC. A la vez, cada accionista participante se registra en el registro de accionistas beneficiarios mantenido en el CBLC y tiene el mismo tratamiento que nuestros accionistas registrados. Resolución de Controversias Los Estatutos establecen la resolución obligatoria de controversias mediante arbitraje, de acuerdo con las normas de la Cámara de Arbitraje del Mercado (Câmara de Arbitragem do Mercado), en relación con disputas relacionadas con Petrobras, sus accionistas, funcionarios, consejeros y miembros del Consejo Fiscal y que involucren disposiciones establecidas en la Ley de Sociedades de Brasil, los Estatutos, las normas del Consejo Monetario Nacional, el Banco Central de Brasil y el CVM u otra legislación del mercado de capitales, incluyendo las disposiciones de los acuerdos celebrados con bolsas de valores o entidades extrabursátiles registradas en el CVM, en relación con la adopción de prácticas de gobierno corporativo diferenciadas. el derecho de receso en los casos especificados en la Ley de Sociedades de Brasil. Liquidación En el caso de liquidación, los titulares de acciones preferidas están autorizados a recibir, antes de realizar una distribución a los titulares de acciones ordinarias, un monto equivalente al capital integrado en relación con las acciones preferidas. Derechos de Conversión De acuerdo con los Estatutos, las acciones ordinarias no son convertibles en acciones preferidas, y las acciones preferidas no son convertibles en acciones ordinarias. Sin embargo, las decisiones del gobierno brasileño ejercidas a través del voto en la Asamblea General de Accionistas no están sujetas a tal procedimiento de arbitraje, de acuerdo con el Artículo 238 de la Ley de Sociedades de Brasil. Obligación de los Accionistas en relación con Futuros Requerimientos de Integración de Capital El requerimiento de integración de capital no está contemplado en las leyes de Brasil ni en nuestro Estatuto social. La obligación de los accionistas de nuestra Compañía ante requerimientos de integración de capital se limita al Restricciones de Negociación El accionista mayoritario de la Compañía, el gobierno brasileño, como así también los miembros 148 de nuestro Consejo de Administración, Comité Ejecutivo y Consejo Fiscal, de acuerdo con nuestros Estatutos, deberán: • • denominada Reglamentaciones del Anexo III, permite a las empresas brasileñas emitir certificados de depósito en los mercados de divisas. Actualmente existe un programa de ADR respecto de nuestras acciones ordinarias y preferidas debidamente registradas ante el CVM y el Banco Central de Brasil. El producido de la venta de ADSs por parte de titulares extranjeros no está sujeto a los controles brasileños sobre inversiones extranjeras. abstenerse de negociar con títulos de la Compañía, ya sea en el período de un mes anterior al cierre del ejercicio hasta la fecha de publicación de los estados contables, o durante el período que transcurra entre una decisión societaria para aumentar o reducir nuestro capital social, distribuir dividendos o acciones y emitir títulos y la fecha en la que se realicen las publicaciones respectivas; e Transferencia del Control De acuerdo con la ley brasileña y los Estatutos de la Compañía, el gobierno brasileño debe ser titular de, al menos, la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto. Por lo tanto, todo cambio en el control de Petrobras requerirá una modificación de la legislación aplicable. informar a la Compañía y a la Bolsa de Valores sus planes de operaciones periódicas en relación con los títulos, si los hubiera, incluido todo cambio o incumplimiento en relación con dichos planes. Si la información está relacionada con un plan de inversión o desinversión, deberá incluir la frecuencia y las cantidades previstas. Divulgación de la Titularidad del Accionista Las normas brasileñas exigen que toda persona o grupo de personas que represente la misma participación, que haya adquirido o vendido directa o indirectamente una participación correspondiente a un 5% de la cantidad total de acciones de cualquier tipo o clase, deberá revelar la titularidad de las acciones o venta a la CVM y a la Bolsa de Valores de São Paulo. Además, deberá publicarse en los periódicos una declaración que contenga la información requerida. Todo aumento o reducción subsiguiente del 5% o más respecto de la titularidad de las acciones de cualquier tipo o clase debe ser revelada en forma similar. Restricciones respecto de Titulares no Brasileños Los titulares no brasileños no están sujetos a restricciones legales en relación con la titularidad de nuestras acciones ordinarias o preferidas o ADSs que representan acciones ordinarias y preferidas y gozan de los derechos y preferencias de dichas acciones ordinarias o preferidas, según corresponda. Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo Sin embargo, la capacidad de convertir los pagos de dividendos y el producido de la venta de acciones ordinarias o preferidas o derechos preferentes de suscripción a moneda extranjera y de remitir dichos montos fuera de Brasil está sujeta a las restricciones impuestas por la legislación sobre inversiones extranjeras que, en general, exige, entre otras cosas, el registro de la inversión correspondiente en el Banco Central de Brasil. De todos modos, los tenedores no brasileños registrados en la CVM de acuerdo con la Resolución Nº 2.689 podrán comprar y vender títulos en la Bolsa de São Paulo sin obtener un certificado de registro separado para cada transacción. Registro PifCo es una empresa de responsabilidad limitada, exenta de impuestos, constituida en las Islas Caimán de acuerdo con la Ley de Sociedades, con las correspondientes modificaciones, y con registro número 76600. PifCo presentó y registró el Acta Constitutiva y los Estatutos ante el Funcionario de Registro de Sociedades el 24 de septiembre de 1997. La compañía adoptó un Acta Constitutiva y Estatutos modificados y actualizados en virtud de la resolución especial del único accionista de fecha 7 de mayo de 2007, y adoptó otra Acta Constitutiva y otros Estatutos modificados y actualizados en virtud de la resolución especial del único accionista de fecha 23 de febrero de 2008. PifCo fue inicialmente constituida con el nombre de Brasoil Finance Además, el Anexo III de la Resolución Nº 1.289 del Consejo Monetario Nacional, y su reforma 149 Company, denominación que fue reemplazada mediante resolución especial de los accionistas de PifCo por Petrobras International Finance Company el 25 de septiembre de 1997. La última modificación del Acta Constitutiva y de los Estatutos de PifCo tuvo lugar el 23 de febrero de 2008, en relación con la reforma del objeto social de PifCo. mencionados precedentemente y suscribir, librar, aceptar, endosar, otorgar y emitir pagarés, giros, letras de cambio, warrants, bonos, debentures y garantizar el pago de los mismos, y de los intereses sobre los mismos, mediante la constitución de garantías reales sobre los bienes de PifCo, ya sea de los que es propietario en ese momento o que pueda adquirir en el futuro y vender, constituir una prenda sobre dichos bonos o disponer de otra forma de los mismos o de otras obligaciones de PifCo a los fines del objeto social. Objeto Social El Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo otorgan a PifCo plenas facultades y autoridad para: • • • • realizar actividades de comercialización, venta, financiación, compra, almacenamiento y transporte de petróleo, gas natural y todos los demás hidrocarburos y productos derivados, incluso etanol y otros biocombustibles, como así también actividades de compra, venta, leasing y alquiler de plataformas, equipos y unidades de perforación utilizados en las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, y toda actividad relacionada con dichas operaciones; De acuerdo con la legislación de las Islas Caimán, PifCo no puede realizar actividades comerciales en las Islas Caimán salvo cuando sean a modo de soporte a las actividades llevadas a cabo fuera de las Islas Caimán. Consejeros Los Consejeros pueden votar una propuesta, acuerdo o contrato en relación con la/el cual tengan intereses. Sin embargo, estos consejeros deben declarar en la reunión del Consejo de Administración la naturaleza de sus intereses en dicha propuesta, acuerdo o contrato. Si estos consejeros declaran tener intereses, sus votos se tendrán en cuenta para constituir el quórum de dicha reunión. llevar a cabo en todas partes del mundo cualquiera de los objetos indicados precedentemente, por medio de la creación o suscripción de títulos valores o la adquisición de los mismos, en compañías, asociaciones, sociedades de personas o sociedades fiduciarias que se dediquen o lleven a cabo cualquiera de las actividades antes indicadas y ejercer el derecho a voto y todo otro derecho inherente a dichos títulos valores (incluyendo, sin carácter taxativo, liquidar o disolver dichas sociedades) y disponer de dichos títulos valores; Los Consejeros pueden, en nombre de PifCo, ejercer la facultad de tomar préstamos, emitir títulos de deuda e hipotecar o gravar emprendimientos o bienes de PifCo y serán generalmente responsables de la gestión y administración diarias. No se exige que los Consejeros sean titulares de acciones. adquirir, ser propietario de y disponer de títulos valores para fines de cobertura, inversión o fines especulativos y ejercer el derecho a voto y todo otro derecho inherente a dichos títulos valores; y Derechos y Obligaciones de los Accionistas Dividendos Los accionistas pueden declarar dividendos en una Asamblea General, pero los dividendos no pueden exceder el monto recomendado por los consejeros. Los consejeros pueden pagar a los accionistas dividendos parciales y pueden, antes de recomendar un dividendo, constituir reservas a tomar en préstamo u obtener fondos para cualquiera de los objetos de PifCo 150 partir de las utilidades. Los consejeros pueden invertir dichas reservas a su criterio o utilizarlas en los negocios de PifCo. determinar la forma en la que se dividirán dichos activos entre los accionistas o clases de accionistas; y • Los dividendos pueden pagarse en efectivo o en especie pero sólo podrán pagarse de las utilidades o, sujeto a determinadas restricciones impuestas por la legislación de las Islas Caimán, de una cuenta de primas de emisión. transferir la totalidad o una parte de los activos de PifCo a fiduciarios. Los accionistas no estarán obligados a aceptar títulos sobre los cuales exista una obligación. Derecho a Voto Requerimiento de Integración de Capital En una Asamblea General los votos podrán emitirse a mano alzada o por número de acciones. En la votación a mano alzada, cada accionista o accionista representado por apoderado tiene un voto. En la votación por número de acciones, cada accionista o accionista representado por apoderado tiene un voto por cada acción de la que es titular. Los consejeros podrán exigir a los accionistas la integración del capital aún no integrado en relación con sus acciones. Cada accionista deberá pagar a la Compañía los montos exigibles con respecto a dichas acciones. Modificación de los Derechos de los Accionistas Los consejeros se designan mediante resoluciones ordinarias adoptadas por los accionistas en Asambleas Generales o por resolución del Consejo de Administración. Los accionistas no están autorizados a votar en una Asamblea General a menos que se hayan realizado las integraciones de capital o abonado otros montos en relación con sus acciones. En lugar de votar una decisión en una Asamblea General, los accionistas con derecho a voto sobre dicha decisión podrán adoptarla mediante la firma de una resolución escrita. Los accionistas podrán modificar los derechos inherentes a sus clases de acciones mediante: • la obtención del consentimiento escrito de dos tercios de los accionistas de dicha clase; o • la adopción de una resolución especial en la Asamblea de Accionistas de dicha clase. Rescate No se especifican en los Estatutos limitaciones generales respecto a los derechos de titularidad de acciones. PifCo podrá emitir acciones, que sean rescatables por PifCo o por sus accionistas, en virtud de las condiciones y en la forma que determinen los Consejeros antes de la emisión de las mismas. PifCo podrá recomprar sus propias acciones de acuerdo con los términos y en la forma que los Consejeros determinen y acuerden con el accionista correspondiente. Asambleas Generales Una convocada: • determinar el valor razonable de los activos de PifCo, dividirlos en todo o en parte entre los accionistas y general puede ser • por los consejeros en cualquier momento; o • por dos accionistas titulares de no menos de un 10% del capital accionario con derecho a voto integrado de PifCo, mediante solicitud escrita. Derechos de los Accionistas en caso de Liquidación En el caso de liquidación de PifCo, el liquidador podrá (mediante resolución ordinaria adoptada por los accionistas): asamblea La convocatoria se envía a todos los accionistas. 151 Todos los asuntos tratados en la Asamblea General se considerarán asuntos especiales excepto: monto mayor que el de las acciones existentes; • la declaración de dividendos; • • la consideración de los estados contables, balances e informes regulares de los consejeros y auditores; convertir la totalidad o parte de las acciones integradas en capital y reconvertir ese capital en acciones integradas de cualquier denominación; • dividir las acciones existentes en acciones de un monto inferior, sujeto a las disposiciones del Artículo 13 de la Ley de Sociedades; y • la designación consejeros; y • la determinación de la remuneración de los auditores. y remoción de • Para tratar asuntos especiales en una asamblea se requerirá el consentimiento unánime de los accionistas a menos que en la convocatoria se notifique el asunto especial a tratar. La asamblea podrá sesionar cuando se haya constituido el quórum de accionistas. El quórum se constituirá mediante la presencia de uno o más accionistas titulares de, como mínimo, una mayoría de las acciones de PifCo presentes en persona o representados por apoderado. cancelar acciones que, a la fecha de adoptar la resolución, no pertenezcan a ninguna persona, ni exista acuerdo en tal sentido, y reducir el monto de su capital accionario por el monto de las acciones canceladas. PifCo podrá reducir su capital accionario y las reservas para rescate de capital mediante una resolución extraordinaria de acuerdo con las disposiciones correspondientes contenidas en la legislación de las Islas Caimán. Indemnización La legislación de las Islas Caimán no establece requerimiento alguno para convocar una asamblea anual o general de accionistas. Los consejeros pueden designar una asamblea general de accionistas como una asamblea general anual. Se indemnizará a los consejeros y ejecutivos de PifCo con los activos y fondos de la misma en relación con las acciones, procesos, costos, gravámenes, gastos, pérdidas, daños u obligaciones en los que incurrieran o a los que se encontraran sujetos en relación con la actividad comercial o asuntos de PifCo en la ejecución o cumplimiento de sus respectivos deberes, facultades o discreciones. De acuerdo con el Acta Constitutiva, los consejeros y ejecutivos se encuentran exentos de toda responsabilidad frente a PifCo, salvo en el caso de pérdidas como consecuencia de la deshonestidad de dicha parte. Responsabilidad de los Accionistas En circunstancias normales, la responsabilidad de los accionistas de PifCo se limitará al monto que dicho accionista haya acordado pagar en relación con la suscripción de sus acciones. Cambios en el Capital Contabilidad PifCo podrá aumentar su capital accionario autorizado mediante resolución ordinaria. Las nuevas acciones estarán sujetas a las disposiciones a las cuales están sujetas las acciones originales. La contabilidad relacionada con los asuntos de PifCo se llevará y se auditará según lo determinen eventualmente los consejeros. Sin embargo, no existe requerimiento alguno en virtud de la legislación de las Islas Caimán de auditar la contabilidad de PifCo. PifCo podrá también mediante resolución ordinaria: • consolidar y dividir todo o parte del capital accionario en acciones de un 152 Reforma del Acta Constitutiva y de los Estatutos representadas por American Depositary Shares, o los accionistas registrados que hayan canjeado American Depositary Shares por acciones ordinarias o preferidas, conviertan los dividendos, las distribuciones o el producido de la venta de tales acciones ordinarias o preferidas, según corresponda, a dólares estadounidenses y envíen los mismos al exterior. PifCo podrá, mediante resolución extraordinaria de los accionistas, reformar el Acta Constitutiva y los Estatutos. Transferencia a Otra Jurisdicción PifCo podrá, mediante resolución extraordinaria de los accionistas, realizar transferencias fuera de las Islas Caimán a cualquier jurisdicción que permita dicha transferencia. Los inversores extranjeros pueden registrar su inversión de conformidad con la Ley Nº 4.131 del 3 de setiembre de 1962 o la Resolución Nº 2.689. El registro según la Resolución Nº 2.689 permite un tratamiento de impuestos favorable para los inversores extranjeros no residentes en paraísos fiscales, según lo define la legislación tributaria brasileña. Véase “Impuestos relativos a nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas — Consideraciones sobre Impuestos Brasileños.” Contratos Significativos Petrobras Para obtener información sobre los contratos significativos de Petrobras, véase el Item 4. “Información sobre la Compañía” y el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras.” PifCo Según la Resolución Nº 2.689, los inversores extranjeros pueden invertir en prácticamente todo tipo de activo financiero y participar en casi todas las transacciones disponibles en los mercados financieros y de capitales de Brasil, siempre que se cumplan algunas condiciones. De acuerdo con la Resolución Nº 2.689, la definición de inversor extranjero incluye a las personas físicas y jurídicas, a los fondos comunes de inversión y a otras entidades de inversión colectiva, domiciliados o con casa matriz en el exterior. Para obtener información sobre los contratos significativos de PifCo, véase el Item 4. “Información sobre la Compañía” y el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras.” Las declaraciones presentadas en este informe anual en relación con el contenido de contratos u otros documentos no son necesariamente completas y, cuando dichos contratos u otros documentos fueran un anexo de este informe, cada una de las declaraciones se encontrará condicionada en todos los aspectos por las disposiciones de dichos contratos u otros documentos. Según la Resolución Nº 2.689, un inversor extranjero debe: Controles de Divisas ‐ Petrobras No existen restricciones en cuanto a la titularidad de acciones ordinarias o preferidas por personas físicas o jurídicas con domicilio fuera de Brasil. El derecho de convertir el pago de dividendos y el producido de la venta de acciones a moneda extranjera y remitir dichos montos al extranjero, puede estar sujeto a restricciones impuestas por la legislación sobre inversiones extranjeras, que generalmente exige, entre otras cosas, que las inversiones se registren en el Banco Central de Brasil. Si se impusieran restricciones al envío de capital extranjero al exterior, ello podría dificultar o impedir que la Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia (CBLC), en carácter de custodio de las acciones ordinarias y preferidas • designar al menos un representante en Brasil con facultades para tomar decisiones relacionadas con la inversión; • designar en Brasil un custodio autorizado de su inversión; • registrarse como inversor extranjero en la CVM; y • registrar su inversión extranjera en el Banco Central de Brasil. Los títulos y otros activos financieros pertenecientes a “un inversor conforme a la Resolución Nº 2.689” deben registrarse o mantenerse en cuentas de depósito o bajo custodia de una entidad debidamente habilitada por el Banco 153 Central de Brasil o por la CVM. Además, toda transferencia de títulos pertenecientes a un inversor conforme a la Resolución Nº 2.689 debe realizarse en bolsas de valores o en mercados extrabursátiles habilitados por la CVM, con excepción de las transferencias resultantes de una reorganización societaria o determinadas por ley o por testamento, tras la muerte de un inversor. Además, si el inversor extranjero residiera en jurisdicción de un paraíso fiscal, estará sujeto a un tratamiento impositivo menos favorable. Véase el Item 3. “Información Clave ‐ Factores de Riesgo ‐ Riesgos relacionados con nuestras Acciones y Títulos de Deuda” e “Impuestos relativos a nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas ‐ Consideraciones sobre Impuestos Brasileños.” Los tenedores de American Depositary Shares que no hayan registrado su inversión en el Banco Central de Brasil podrían verse afectados negativamente por demoras en la aprobación gubernamental o denegación de la misma en relación con la conversión de los pagos efectuados en reales y el giro al exterior de los montos convertidos. PifCo No existen: Las Reglamentaciones del Anexo III disponen la emisión de certificados de depósito en mercados extranjeros en relación con las acciones de emisores brasileños. El depositario de las ADSs ha obtenido del Banco Central de Brasil un certificado electrónico de registro en relación con nuestro programa de ADR existente. De conformidad con el registro, el custodio y el depositario podrán convertir los dividendos y otras distribuciones relacionadas con las acciones representadas por las ADSs a moneda extranjera y girar el producido al exterior. Luego del cierre de una oferta internacional, el certificado electrónico de registro será modificado por el depositario en relación con las ADS vendidas en la oferta internacional y será conservado por el custodio brasileño en relación con las acciones relevantes en nombre del depositario. leyes, decretos ni reglamentos en las Islas Caimán que limiten la exportación o importación de capital, incluyendo dividendos y otros pagos a tenedores de títulos no residentes en las Islas Caimán, siempre que tales inversores no sean residentes de países sujetos a sanciones determinadas por las Naciones Unidas o la Unión Europea; y • limitaciones a los derechos de titulares no residentes o extranjeros impuestas por la legislación de las Islas Caimán o por el Acta Constitutiva de PifCo de ser titular de acciones de PifCo, o de ejercer el correspondiente derecho a voto. Impuestos Relacionados con Nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas El siguiente resumen contiene una descripción de las principales consideraciones sobre los impuestos a las ganancias de Brasil y Estados Unidos que pueden afectar a un accionista al comprar, ser titular de o vender acciones ordinarias o preferidas o ADSs. Este resumen no describe consecuencias impositivas derivadas de las leyes de un estado, distrito o jurisdicción fiscal que no sea Brasil o Estados Unidos. En caso de que un tenedor de ADSs canjee las ADSs por las acciones subyacentes, el registro electrónico tendrá validez durante 5 días hábiles después de la transacción. De allí en más, a menos que las acciones pertenezcan a un inversor debidamente registrado de conformidad con la Resolución Nº 2.689, o que un tenedor de las acciones relevantes solicite y obtenga un nuevo certificado de registro del Banco Central de Brasil, es posible que el titular no pueda convertir en moneda extranjera el producido de la venta o las distribuciones de las acciones relevantes y de girar los fondos al exterior. Si el tenedor de acciones no estuviera registrado de acuerdo con la Resolución Nº 2.689, estará sujeto a un tratamiento impositivo menos favorable que el de un tenedor de ADS. • Este resumen está basado en las leyes tributarias de Brasil y de Estados Unidos vigentes a la fecha de este informe anual, que están sujetas a cambios (posiblemente con efecto retroactivo). Este resumen se basa también en las declaraciones del depositario y en el supuesto de que las obligaciones que constan en el acuerdo de depósito 154 y en los documentos relacionados se cumplirán de acuerdo con sus respectivos términos y condiciones. prácticamente todo tipo de instrumento y participar en casi todas las transacciones disponibles en los mercados financieros y de capitales, siempre que se cumplan algunas condiciones. De acuerdo con la Resolución N° 2.689, la definición de inversor extranjero incluye a las personas físicas y jurídicas, fondos comunes de inversión y otras entidades de inversión colectiva, domiciliados o con sede en el exterior. Este resumen no es una descripción integral de todas las consideraciones tributarias que pueden ser relevantes para un determinado inversor, incluidas las consideraciones tributarias que surgen de normas de aplicación general a todos los contribuyentes o a ciertas clases de inversores o que generalmente se supone que son de conocimiento público. Los compradores potenciales de acciones ordinarias o preferidas o ADSs deben consultar a sus asesores impositivos en relación con las consecuencias impositivas de la adquisición, titularidad y venta de acciones ordinarias o preferidas o ADSs. De conformidad con esta norma, los inversores extranjeros deben: (i) designar al menos un representante en Brasil con facultades para tomar decisiones en relación con la inversión extranjera; (ii) completar el formulario correspondiente de registro de inversor extranjero; (iii) registrarse como inversor extranjero en la CVM; y (iv) registrar la inversión extranjera en el Banco Central de Brasil. No existe un tratado recíproco sobre impuesto a las ganancias entre los Estados Unidos y Brasil. Durante los últimos años, las autoridades tributarias de Brasil y los Estados Unidos han mantenido negociaciones que podrían culminar en la firma de un tratado de este tipo. Sin embargo, no podemos predecir si se concretará un tratado o cuándo entrará en vigencia o de qué manera afectará a los tenedores estadounidenses de acciones ordinarias o preferidas o de ADSs. Los títulos y otros activos financieros de los que inversores extranjeros sean titulares de conformidad con la Resolución N° 2.689 deben registrarse o mantenerse en cuentas de depósito o bajo custodia de una entidad debidamente habilitada por el Banco Central de Brasil o por la CVM. Además, las operaciones con títulos se limitan a transacciones en bolsas de valores o mercados extrabursátiles habilitados por la CVM. Consideraciones sobre Impuestos Brasileños Información General Impuestos sobre los Dividendos El siguiente análisis resume las principales consecuencias impositivas en Brasil derivadas de la compra, titularidad y venta de acciones ordinarias o preferidas o ADSs, según corresponda, por un accionista no domiciliado en Brasil, denominado también tenedor no brasileño, a los fines impositivos brasileños, y para el caso de un tenedor de acciones ordinarias o preferidas que haya registrado su inversión en acciones ordinarias o preferidas en el Banco Central de Brasil como una inversión en dólares. Los dividendos, incluidos los dividendos de acciones y otros dividendos pagados en bienes al depositario en relación con las ADSs o a un titular no brasileño en relación con las acciones ordinarias o preferidas, no están actualmente sujetos a retención de impuestos en Brasil. La Compañía debe pagar a los accionistas (incluidos los tenedores de acciones ordinarias o preferidas o ADSs) intereses sobre el monto de los dividendos a la tasa SELIC a partir del cierre de cada ejercicio y hasta la fecha de efectivo pago de los dividendos. El pago de intereses se considera un ingreso de renta fija y está sujeto a la retención del impuesto a las ganancias a una alícuota que varía en función del período durante el cual se devengan intereses. La alícuota del impuesto varía del 15%, en el caso de intereses devengados por un período de más de 720 días, al 22,5%, en el caso de intereses devengados por un período de hasta 180 días. Sin embargo, los tenedores de ADSs y de acciones De conformidad con la legislación brasileña, los inversores pueden invertir en acciones ordinarias o preferidas de acuerdo con la Resolución Nº 2.689 o la Ley N° 4.131 del 3 de setiembre de 1962. Las inversiones realizadas de acuerdo con la Resolución N° 2.689 reciben un tratamiento impositivo más favorable si el inversor extranjero no es residente en jurisdicción de paraísos fiscales. Según lo establecido en la Resolución Nº 2.689, los inversores extranjeros pueden invertir en 155 ordinarias o preferidas no residentes o domiciliados en jurisdicciones de paraísos fiscales que invierten conforme a la Resolución N° 2.689 están sujetos a dicha retención impositiva a una alícuota reducida, actualmente del 15%. Véase "Beneficiarios Residentes o Domiciliados en Paraísos Fiscales o en Jurisdicciones de Baja Imposición Fiscal". continuación. Véase “Beneficiarios Residentes o Domiciliados en Paraísos Fiscales o en Jurisdicciones de Baja Imposición Fiscal.” De conformidad con la Ley Nº 10.833 de fecha 29 de diciembre de 2003, las ganancias de capital realizadas a través de la venta de activos tangibles ubicados en Brasil por parte de residentes no brasileños, ya sea o no a otros no residentes y ya sea realizadas en Brasil o en el extranjero, están sujetas a tributación en Brasil a una tasa del 15% (se aplica una tasa del 25% si la transacción es realizada por un inversor residente en jurisdicción de un paraíso fiscal, es decir, un país que no cobra impuesto a las ganancias o lo hace a una tasa máxima inferior al 20%). Consideramos que, a los fines de esta ley, las ADSs no se ajustan a la definición de activos tangibles ubicados en Brasil, pero ni las autoridades tributarias ni los tribunales judiciales se han pronunciado aún al respecto. Por consiguiente, no podemos prever si ese concepto prevalecerá en los tribunales brasileños o no. Impuestos a los Intereses sobre el Capital Todo pago de intereses sobre el capital a tenedores de ADSs o acciones ordinarias o preferidas, sean o no residentes brasileños, está sujeto al impuesto a las ganancias de Brasil del 15% al momento en que se contabiliza tal obligación, independientemente de si se ha hecho efectivo o no el pago en dicho momento. Véase “Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras ‐ Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital.” En el caso de residentes no brasileños que residan en jurisdicciones de paraísos fiscales, la alícuota aplicable del impuesto a las ganancias es del 25%. Véase “Beneficiarios Residentes o Domiciliados en Paraísos Fiscales o en Jurisdicciones de Baja Imposición Fiscal.” El pago de intereses a la tasa SELIC que se aplica al pago de dividendos se aplica igualmente al pago de intereses sobre el capital. La decisión de si se realizan o no distribuciones en la forma de intereses sobre el capital o en la forma de dividendos depende del Consejo de Administración en el momento de realizar la distribución. No podemos predecir qué decisión adoptará el Consejo de Administración en relación con futuras distribuciones. El depósito de acciones ordinarias o preferidas a cambio de ADS puede estar sujeto al impuesto sobre las ganancias de capital en Brasil a una tasa del 15%, si la cantidad previamente registrada en el Banco Central de Brasil como inversión extranjera en acciones ordinarias o preferidas es menor que: • el precio promedio por acción ordinaria o preferida en una bolsa de valores de Brasil en la cual se vendió la mayor cantidad de estas acciones el día del depósito; o • si no se vendieron acciones ordinarias o preferidas ese día, el precio promedio en la bolsa de valores de Brasil en la cual se vendió la mayor cantidad de esas acciones en las 15 rondas inmediatamente anteriores al depósito. En tal caso, la diferencia entre la cantidad que se registró previamente y el precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas calculadas según lo descripto anteriormente, será considerada una ganancia de capital. Los inversores registrados de acuerdo con la Resolución N° 2.689 y no residentes en jurisdicción de un paraíso fiscal están Impuesto a las Ganancias De conformidad con la legislación tributaria brasileña, existen dos tipos de tenedores no brasileños de ADSs o de acciones ordinarias o preferidas: (i) tenedores no brasileños que no residan o estén domiciliados en la jurisdicción de un paraíso fiscal y que, en el caso de tenedores de acciones ordinarias o preferidas, estén registrados en el Banco Central de Brasil y la CVM para invertir en Brasil de acuerdo con la Resolución Nº 2.689; y (ii) otros tenedores no brasileños, incluidos todos los no residentes en Brasil que inviertan en títulos de empresas brasileñas por cualquier otro medio (incluyendo la Ley Nº 4.131 de 1962) y toda clase de inversor residente en jurisdicción de un paraíso fiscal. Los inversores identificados en el punto (i) anterior están sujetos a un tratamiento fiscal favorable en Brasil, según se describe a 156 exentos de este tipo de impuesto. El retiro de ADSs a cambio de acciones ordinarias o preferidas no está sujeto a tributación en Brasil. Al recibir las acciones ordinarias o preferidas subyacentes, el tenedor no brasileño registrado de acuerdo con la Resolución Nº 2.689 estará facultado a registrar el valor en dólares de tales acciones en el Banco Central de Brasil según lo descripto a continuación en “Capital Registrado”. Por lo tanto, los tenedores no brasileños están sujetos al impuesto a las ganancias a una tasa del 20% sobre las ganancias realizadas por la venta o canje de acciones ordinarias o preferidas en la bolsa de valores, a menos que tal venta la efectúe un tenedor no brasileño no residente en una jurisdicción de paraíso fiscal y: Los tenedores no brasileños no están sujetos al impuesto en Brasil sobre ganancias de capital realizadas por la venta de acciones ordinarias o preferidas efectuada en el exterior a tenedores no brasileños. • la venta se realice dentro del plazo máximo de cinco días hábiles contados a partir del retiro de las acciones ordinarias o preferidas a cambio de ADSs y su producido se envíe al exterior dentro del mismo plazo de cinco días; o • la venta sea efectuada de acuerdo con la Resolución N° 2.689 por tenedores no brasileños registrados en la CVM. Los accionistas no brasileños y no residentes en una jurisdicción de paraíso fiscal están sujetos al impuesto a las ganancias a una tasa del 15% sobre las ganancias realizadas por la venta o canje de acciones ordinarias o preferidas efectuada en Brasil o con un residente brasileño, con excepción de las transacciones en bolsas de valores, mercados de futuros o de commodities de Brasil. Con respecto al producido del rescate o distribución derivada de la liquidación de acciones ordinarias o preferidas, la diferencia entre el monto efectivamente recibido por el accionista y el monto de divisas registrado en el Banco Central de Brasil, contabilizado en reales al tipo de cambio vigente en la fecha de rescate o distribución, estará también sujeta al impuesto a las ganancias del 15%, dado que tales transacciones se consideran como una venta o canje no llevado a cabo en las bolsas de valores y mercados de futuros y commodities de Brasil. En estos dos casos, la transacción no estará sujeta a tributación en Brasil. A los fines impositivos, “ganancias realizadas” es la diferencia entre el monto en reales obtenido de la venta o canje y el costo de adquisición valuado en reales, sin ajuste alguno que contabilice la inflación de las acciones vendidas. Las “ganancias realizadas” como resultado de una transacción que no tenga lugar en una bolsa de valores será la diferencia positiva, en reales, entre el monto en reales obtenido de la venta o el canje y el costo de adquisición de las acciones ordinarias o preferidas. Sin embargo, existen fundamentos razonables para sostener que las “ganancias realizadas” deberían calcularse sobre la base del monto de divisas registrado en el Banco Central de Brasil, monto a ser convertido a reales al tipo de cambio vigente en la fecha de la venta o canje. Las ganancias realizadas que surjan de transacciones en bolsas de valores o mercados de futuros o commodities de Brasil por un inversor registrado de acuerdo con la Resolución Nº 2.689 y no domiciliado o residente en una jurisdicción de paraíso fiscal están exentas del impuesto a las ganancias de Brasil. Por el contrario, las ganancias realizadas que surjan de transacciones relacionadas con bolsas de valores y mercados de futuros o commodities de Brasil están sujetas al impuesto a las ganancias del 20%. El ejercicio de derechos de suscripción preferente relacionados con acciones ordinarias o preferidas no estará sujeto a tributación en Brasil. Toda ganancia obtenida de la venta o cesión de derechos preferentes relacionados con acciones ordinarias o preferidas por el depositario en nombre de los tenedores de ADSs estará sujeta al impuesto a las ganancias brasileño, de acuerdo con las mismas normas aplicables a la venta o disposición de acciones ordinarias o preferidas, a menos que la venta o cesión sea realizada en la bolsa de valores por un inversor conforme a la Resolución N° 2.689, no residente en una jurisdicción de paraíso fiscal, en 157 cuyo caso las ganancias estarán exentas del impuesto. ordinarias o preferidas o ADSs por un tenedor no residente, excepto los impuestos a la herencia y a las donaciones que se aplican en algunos estados de Brasil sobre las donaciones realizadas o herencias otorgadas por personas físicas o jurídicas no domiciliadas o no residentes en Brasil a personas físicas o jurídicas domiciliadas o residentes en estos estados. No existen impuestos de sello, emisión, registro, ni impuestos o tasas similares pagaderos por los tenedores de acciones ordinarias o preferidas o ADSs. No se puede garantizar que el actual tratamiento preferencial para los tenedores de ADSs y algunos tenedores no brasileños de acciones ordinarias o preferidas establecido por la Resolución N° 2.689 se mantendrá en el futuro. Tratamiento Fiscal de Transacciones en Moneda Extranjera (IOF/Câmbio) De conformidad con la Ley Nº 8.894 de fecha 21 de junio de 1994 y el Decreto Nº 6.306 de fecha 14 de diciembre de 2007, la conversión a moneda brasileña del producido recibido por una entidad brasileña proveniente de una inversión extranjera en el mercado de valores brasileño (incluido el producido relacionado con una inversión en acciones ordinarias o preferidas o en ADSs y el obtenido de acuerdo con la Resolución N° 2.689) y la conversión a moneda extranjera del producido recibido por un inversor no brasileño están sujetas al impuesto sobre operaciones de cambio denominado IOF/Câmbio, que actualmente es del 0% en la mayoría de las transacciones efectuadas en el exterior. Sin embargo, conforme a la Ley N° 8.894, la tasa del IOF/Câmbio puede aumentar en cualquier momento a un máximo del 25% por decisión del Ministerio de Finanzas, pero sólo en relación con transacciones de cambio realizadas después del aumento de la tasa aplicable. Beneficiarios Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Paraísos Fiscales o de Baja Imposición Fiscal La Ley N° 9.779 de fecha 1º de enero de 1999 establece que, excepto en determinadas circunstancias, las ganancias derivadas de transacciones realizadas por un beneficiario residente o domiciliado en un país considerado paraíso fiscal están sujetas a la retención del impuesto a las ganancias a la tasa del 25%. Se consideran paraísos fiscales a los países que no imponen impuesto a las ganancias o lo imponen a una tasa máxima inferior al 20%. En virtud de la Ley Nº 11.727 sancionada el 23 de junio de 2008 se amplió la lista de características por las cuales un país puede clasificarse como un paraíso fiscal. La Dirección Impositiva de Brasil actualmente lleva una lista de países y jurisdicciones que se consideran paraísos fiscales y puede modificar esta lista incluyendo otros países o jurisdicciones conforme a esta nueva ley. En consecuencia, si se realiza la distribución de intereses sobre el capital a un beneficiario residente o domiciliado en la jurisdicción de un paraíso fiscal, la tasa del impuesto a las ganancias aplicable será del 25% en lugar del 15%. Las ganancias de capital no están sujetas a este impuesto del 25%, aún cuando el beneficiario resida en jurisdicción de un paraíso fiscal. Véase “Impuesto a las ganancias”. Tratamiento Fiscal de Transacciones con Bonos y Títulos (IOF/Títulos) En virtud de la Ley Nº 8.894 del 21 de junio de 1994 y el Decreto Nº 6.306 del 14 de diciembre de 2007 se creó el impuesto sobre transacciones con bonos y títulos ("IOF/Títulos"), aplicable a transacciones con bonos y títulos llevadas a cabo en Brasil, aún cuando dichas transacciones se realizan en bolsas de valores, mercados de futuros o commodities de Brasil. Como regla general, la tasa de este impuesto actualmente es del 0%, pero el gobierno brasileño puede aumentarla hasta el 1,5% por día, pero sólo en relación con transacciones realizadas después del aumento de la tasa aplicable. Capital Registrado El monto de una inversión en acciones ordinarias o preferidas pertenecientes a un tenedor no brasileño que obtiene el registro de acuerdo con la Resolución Nº 2.689, o al depositario que lo representa, puede ser registrado en el Banco Central de Brasil; ese registro (el monto registrado de esta forma se denomina capital registrado) permite el giro, fuera de Brasil, de moneda extranjera, convertida al tipo de cambio vigente, Otros Impuestos en Brasil En Brasil no existen impuestos a la herencia, donaciones ni sucesión aplicables a la titularidad, transferencia o venta de acciones 158 adquirida con el producido de distribuciones y montos obtenidos de la venta de tales acciones ordinarias o preferidas. El capital registrado por cada acción ordinaria o preferida adquirida como parte de la oferta internacional o comprada en Brasil con posterioridad a la fecha del presente documento, y depositada en el depositario será equivalente a su precio de compra (en dólares estadounidenses). El capital registrado por una acción ordinaria o preferida que se retira al entregarse una ADS será el equivalente en dólares a: • el precio promedio por acción ordinaria o preferida en la bolsa de valores de Brasil en la cual se vendió la mayor cantidad de acciones el día del retiro; o • si no se vendieron acciones ordinarias o preferidas ese día, el precio promedio en la bolsa de valores de Brasil en la cual se vendió la mayor cantidad de acciones ordinarias o preferidas en las 15 rondas inmediatamente anteriores al retiro. Consideraciones sobre el Impuesto a las Ganancias Federal de los EE.UU. Este resumen describe las principales consecuencias fiscales sobre la titularidad y venta de acciones ordinarias o preferidas o ADSs, en base al Código Tributario de los Estados Unidos (U.S. Internal Revenue Code) de 1986, con las correspondientes reformas (el “Código”), sus antecedentes legislativos, las reglamentaciones del Tesoro de los Estados Unidos, ya sea vigentes o propuestas, promulgadas en virtud del mismo, la normativa publicada por el U.S. Internal Revenue Service (Servicio de Impuestos Internos de los EE.UU. ‐ IRS), y las sentencias judiciales, todo ello vigente a la fecha y todo lo cual está sujeto a modificaciones o diferentes interpretaciones, que podrían aplicarse en forma retroactiva. Este resumen no intenta describir la totalidad de las consecuencias fiscales que pueden ser relevantes para decidir ser titular de o vender acciones ordinarias o preferidas o ADSs. Este resumen se aplica sólo a los compradores de acciones ordinarias o preferidas o ADSs que las posean como “bienes de capital” (en general, bienes con fines de inversión), y no se aplica a clases especiales de tenedores, tales como operadores de títulos o de divisas, tenedores cuya moneda funcional no sea el dólar estadounidense, tenedores del 10% o más de nuestras acciones (teniendo en cuenta las acciones de las que son titulares directamente o a través de acuerdos de depósito), organizaciones exentas de impuestos, entidades financieras, tenedores sujetos al impuesto mínimo alternativo, operadores de títulos que decidan contabilizar su inversión en acciones ordinarias o preferidas o ADSs sobre la base del ajuste a precios de mercado, y tenedores de acciones ordinarias o preferidas o ADSs en transacciones de cobertura, o como estrategia de inversión (straddle) o parte de una transacción de conversión. El valor en dólares del precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas se determina tomando como base el promedio de los tipos de cambio dólar/real vigentes cotizados por el sistema informático del Banco Central de Brasil en esa fecha (o, si el precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas se determina según la segunda opción antes mencionada, el promedio de dichos tipos de cambio cotizados en los mismos 15 días utilizados para determinar el precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas). Un tenedor no brasileño de acciones ordinarias o preferidas puede demorarse al realizar tal registro y ello a su vez podría demorar el giro de divisas al exterior. Una demora de esta clase podría afectar en forma negativa el monto en dólares recibido por un tenedor no brasileño. Véase el Item 3. “Información Clave ‐ Factores de Riesgo ‐ Riesgos Relacionados con Nuestras Acciones y Títulos de Deuda”. EN RELACION CON UNA INVERSIÓN EN ACCIONES ORDINARIAS O PREFERIDAS O ADSs, TODO INVERSOR DEBE CONSULTAR A SU ASESOR IMPOSITIVO SOBRE LOS IMPUESTOS A PAGAR, INCLUIDOS LOS IMPUESTOS A PAGAR EN VIRTUD DE LEYES QUE NO SEAN LAS DEL IMPUESTO A LAS GANANCIAS FEDERAL DE LOS ESTADOS UNIDOS. Las acciones preferidas serán consideradas capital propio a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos. En general, a los fines del impuesto a las ganancias federal de 159 los EE.UU., un tenedor de ADSs será considerado tenedor de las acciones ordinarias o preferidas representadas por dichas ADSs, y no se reconocerá ninguna ganancia o pérdida si se canjean dichas ADSs por las acciones ordinarias o preferidas que representan. diferencia de cambio que será una ganancia o pérdida ordinaria, cuando los reales se conviertan a dólares. Los dividendos pagados por la Compañía no serán elegibles para la deducción por dividendos recibidos (dividend received deduction) permitida a las compañías en virtud del Código. En este análisis, el término ADSs se refiere a las ADSs relacionadas con acciones ordinarias y preferidas, y la expresión “tenedor de EE.UU.” se refiere a un tenedor de ADSs, que: Con ciertas excepciones de posiciones a corto plazo y de cobertura, el monto en dólares correspondiente a dividendos recibidos por una persona física antes del 1º de enero de 2011 por sus ADSs, estará sujeto a impuestos a una tasa máxima del 15%, si los dividendos son "dividendos calificados". Los dividendos pagados por las ADSs serán considerados dividendos calificados si (i) las ADSs son inmediatamente negociables en mercados de títulos establecidos en los Estados Unidos y (ii) la Sociedad no fue, durante el ejercicio anterior al pago de dividendos, y no es, durante el ejercicio en que se pagan dividendos, una sociedad de inversión extranjera pasiva (PFIC, por sus siglas en inglés) conforme lo definido a los fines del impuesto a las ganancias federal de los EE.UU. Las ADSs se cotizan en la Bolsa de Valores de Nueva York y son aptas para ser inmediatamente negociables en mercados de títulos establecidos en los Estados Unidos en tanto coticen en dicha Bolsa. En base a los estados contables auditados de la Compañía y datos pertinentes sobre el mercado y los accionistas, la Compañía considera que no recibió el tratamiento de PFIC a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos en relación con los ejercicios fiscales 2007 o 2008. Además, en base a los estados contables auditados de la Compañía y sus expectativas acerca del valor y la naturaleza de sus activos, el origen y la naturaleza de sus ganancias, y la información pertinente sobre el mercado y los accionistas, la Compañía no prevé transformarse en una PFIC para el ejercicio económico 2009. En base a las normas vigentes, no está claro si los dividendos recibidos en relación con las acciones serán considerados dividendos calificados ya que las acciones no cotizan en una bolsa de los EE.UU. Además, el Tesoro de los Estados Unidos ha anunciado su intención de promulgar normas conforme a las cuales se permitirá que los tenedores de ADSs y los intermediarios a través de los cuales se es titular de dichos títulos cuenten con certificados de los emisores para que sus dividendos sean considerados aptos a los fines de presentación de información impositiva. Debido a que estas normas • es ciudadano o residente de los Estados Unidos de América; • es una sociedad anónima (corporation) constituida de acuerdo con las leyes de los Estados Unidos de América o de cualquiera de sus estados, o • está sujeto de otra forma al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos sobre una base neta en relación con las acciones o ADSs. Impuesto sobre las Distribuciones Un tenedor de los EE.UU. reconocerá ganancias ordinarias por dividendos a los fines del impuesto a las ganancias federal de los EE.UU. por un monto equivalente al monto de efectivo y al valor de los bienes que la Compañía distribuya como dividendos en la medida en que dicha distribución se pague a partir de nuestros ingresos y utilidades corrientes o acumuladas, según se estipula a los fines del impuesto a las ganancias federal de los EE.UU., cuando dicha distribución sea recibida por el custodio o por el tenedor de los EE.UU. en el caso de un tenedor de acciones ordinarias o preferidas. El monto de toda distribución incluirá el monto del impuesto de Brasil retenido sobre el monto distribuido, y el monto de una distribución pagado en reales se calculará por referencia al tipo de cambio para convertir reales a dólares estadounidenses vigente en la fecha en que la distribución sea recibida por el custodio o por un tenedor de los EE.UU. en el caso de acciones ordinarias o preferidas. Si el custodio, o el tenedor de los EE.UU. en el caso de tenedores de acciones ordinarias o preferidas, no convierte dichos reales a dólares estadounidenses en la fecha en que los recibe, es posible que el tenedor de los EE.UU. reconozca una ganancia o una pérdida por 160 aún no han sido promulgadas, no está claro si la Compañía cumplirá con los requisitos establecidos. Impuesto a las Ganancias de Capital En ocasión de la venta u otro tipo de disposición de acciones o ADSs, un tenedor de los EE.UU. en general reconocerá una pérdida o ganancia a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos. El monto de la pérdida o ganancia será igual a la diferencia entre el monto obtenido por la venta de las acciones o ADSs y la base impositiva de las acciones o ADSs del tenedor de los EE.UU. Dicha ganancia o pérdida estará sujeta, en general, al pago del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos y se considerará ganancia o pérdida de capital. El monto neto de la ganancia de capital a largo plazo reconocida por un tenedor individual antes del 1º de enero de 2011, en general, estará sujeto a impuesto a una tasa máxima del 15%. Las pérdidas de capital podrán deducirse de la ganancia imponible sujeto a ciertas limitaciones. Las distribuciones de ganancias por acciones o ADSs se considerarán, en general, ingresos por dividendos de fuentes fuera de los Estados Unidos y serán en general “ganancia pasiva” a los fines de crédito por tributación en el extranjero. Sujeto a ciertas limitaciones, el impuesto a las ganancias brasileño retenido en relación con una distribución de acciones o de ADSs puede considerarse un crédito ante la obligación tributaria por el impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos de un tenedor de los EE.UU. si dicho tenedor de los EE.UU. decide durante dicho ejercicio acreditar todos los impuestos a las ganancias extranjeros. La retención impositiva brasileña también puede considerarse una deducción de ganancias imponibles. El crédito por tributación en el extranjero puede no ser permitido para retenciones impositivas en relación con determinadas posiciones en títulos a corto plazo o de cobertura o en relación con acuerdos en los cuales la ganancia económica prevista por un tenedor de los EE.UU. no sea significativa. Los accionistas estadounidenses deberán consultar a sus asesores impositivos respecto a las implicancias de estas normas teniendo en cuenta sus circunstancias particulares. Un tenedor no estadounidense no estará sujeto al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos o retención impositiva sobre las ganancias realizadas al vender o de otra forma disponer de acciones o ADSs, a menos que: Los tenedores de ADSs que sean sociedades anónimas (corporations) extranjeras o personas físicas extranjeras no residentes en los Estados Unidos (“tenedores no estadounidenses”) por lo general no estarán sujetos al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos o a retenciones impositivas sobre la distribución de dividendos correspondientes a acciones o ADSs considerados como ingresos por dividendos a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, a menos que esos dividendos estén efectivamente relacionados con una actividad o negocio en los Estados Unidos llevado a cabo por el tenedor. dicha ganancia esté efectivamente relacionada con la realización, por parte del tenedor, de actividades comerciales en los Estados Unidos; o • dicho tenedor sea un individuo que esté en los Estados Unidos de América durante 183 días o más durante el ejercicio fiscal de la venta y además se cumplan otras condiciones. Retención Adicional de Impuestos (Backup Withholding) y Presentación de Información Los dividendos y el producido de la venta u otra forma de disposición de ADSs o acciones ordinarias o preferidas obtenidos por un tenedor de los EE.UU. en general podrán estar sujetos a los requisitos de presentación de información establecidos en el Código y podrán estar sujetos a una retención adicional de impuestos, a menos que el tenedor de los EE.UU. presente un número de identificación de contribuyente válido o justifique de otro modo su exención. El monto de toda retención adicional de impuestos cobrado por un pago a un tenedor de los EE.UU. podrá compensarse con la obligación del impuesto a las ganancias Los tenedores de acciones y ADSs deben consultar a sus asesores impositivos respecto de la disponibilidad de la tasa reducida del impuesto a los dividendos teniendo en cuenta el análisis precedente y sus circunstancias particulares. • 161 federal de los Estados Unidos y podrá facultar al tenedor de los EE.UU. a obtener un reintegro, siempre que provea la información necesaria al Internal Revenue Service. Impuestos de las Islas Caimán De acuerdo con la legislación vigente, PifCo no está sujeta a los impuestos a las ganancias, sobre el capital, las transferencias, las ventas ni a ningún otro impuesto en las Islas Caimán. Un tenedor no estadounidense en general estará exento del requisito de presentación de información y de retención adicional de impuestos, pero podrá requerirse que cumpla con ciertos trámites de certificación e identificación a fin de demostrar que tiene derecho a dicha exención. PifCo fue constituida como sociedad exenta con arreglo a la legislación de las Islas Caimán el 24 de setiembre de 1997. PifCo ha obtenido un Compromiso de Concesiones Fiscales de conformidad con el Artículo 6 de la Ley de Concesiones Fiscales (revisada en 1999) que establece que, durante un período de veinte años a contar desde la fecha en que fue firmado, ninguna ley a ser promulgada con posterioridad a este informe en las Islas Caimán que imponga impuestos o regalías sobre las ganancias o bienes de capital, beneficios o apreciaciones se aplicará a las ganancias o bienes de PifCo y que se considera que establece que no se aplicará impuesto alguno sobre las ganancias, ingresos o apreciaciones ni ningún impuesto relacionado con el patrimonio o impuesto a la herencia o en relación con las acciones, debentures u otras obligaciones de PifCo, ni a modo de retención de una porción de un pago de capital adeudado en virtud de un debenture u otra obligación de PifCo. Impuestos Relacionados con las Obligaciones de PifCo El siguiente resumen describe los aspectos principales del impuesto a las ganancias de las Islas Caimán, Brasil y los Estados Unidos que pueden ser relevantes en relación con la compra, titularidad y venta de los títulos de deuda de PifCo. Este resumen no incluye impuestos estaduales, municipales o de otra jurisdicción fiscal que no sea las Islas Caimán, Brasil y los Estados Unidos. Este resumen se basa en la legislación impositiva de las Islas Caimán, Brasil y los Estados Unidos vigente a la fecha de este informe anual, que está sujeta a cambios (posiblemente con efecto retroactivo). Esta descripción no abarca todas las consideraciones tributarias que pueden ser relevantes para un determinado inversor, incluidas las consideraciones tributarias que surgen de las normas de aplicación general a todos los contribuyentes o a ciertas clases de inversores o que generalmente se supone que son de conocimiento público. Los compradores potenciales de obligaciones deben consultar con sus asesores impositivos respecto de los impuestos a pagar en relación con la adquisición, titularidad y venta de obligaciones. No se aplica ninguna retención impositiva en las Islas Caimán a las distribuciones por parte de PifCo en relación con las obligaciones. Los tenedores de obligaciones no están sujetos al impuesto a las ganancias, sobre el capital, las transferencias, las ventas ni otros impuestos en las Islas Caimán en relación con la compra, titularidad o venta de las mismas. Los tenedores de obligaciones que ingresen a o se emitan en las Islas Caimán serán responsables del pago de un impuesto a los sellos de hasta C.I.$250 por cada obligación, a menos que se haya pagado un impuesto a los sellos de C.I.$500 en relación con la totalidad de la emisión de obligaciones (en cuyo caso no deberá pagarse otro impuesto a los sellos en relación con dichas obligaciones). No existen tratados que eviten la doble imposición entre las Islas Caimán y los Estados Unidos, entre las Islas Caimán y Brasil, ni entre Brasil y los Estados Unidos. Durante los últimos años, las autoridades tributarias de Brasil y de los Estados Unidos han mantenido negociaciones que podrían culminar en la firma de un tratado de esa naturaleza. Sin embargo, no podemos predecir si se concretará un tratado o cuándo entrará en vigencia o de qué manera afectará a los tenedores de obligaciones de los EE.UU. Impuestos de Brasil El siguiente análisis constituye un resumen de las consideraciones tributarias relacionadas con la inversión en obligaciones por parte de no residentes en Brasil. El análisis se basa en la 162 cubrir dichas retenciones o deducciones de modo que el tenedor reciba el monto neto exigible. legislación impositiva de Brasil vigente a la fecha del presente y está sujeto a los cambios en la legislación brasileña que puedan entrar en vigencia posteriormente. La información presentada a continuación solo constituye un análisis general y no incluye todas las posibles consecuencias relacionadas con la inversión en obligaciones. De conformidad con la Ley Nº 10.833 del 29 de diciembre del 2003, las ganancias de capital obtenidas por residentes no brasileños por la venta de activos tangibles ubicados en Brasil, sea o no a otros no residentes, y realizada en Brasil o en el extranjero, están sujetas a tributación en Brasil a una tasa del 15% (se aplica una alícuota del 25% si la transacción es realizada por un inversor residente en jurisdicción de un paraíso fiscal, es decir, un país que no cobra impuesto a las ganancias o lo hace a una tasa máxima inferior al 20%). Consideramos que, a los fines de esta ley, las obligaciones no se ajustan a la definición de activos tangibles ubicados en Brasil, pero ni las autoridades tributarias ni los tribunales judiciales se han pronunciado aún al respecto. Por consiguiente, no podemos prever si ese concepto prevalecerá en los tribunales brasileños o no. LOS INVERSORES DEBEN CONSULTAR A SUS ASESORES IMPOSITIVOS SOBRE LAS CONSECUENCIAS RESULTANTES DE LA COMPRA DE OBLIGACIONES, INCLUYENDO, SIN CARÁCTER TAXATIVO, LAS CONSECUENCIAS DEL COBRO DE INTERESES Y DE LA VENTA, RESCATE O PAGO DE LAS OBLIGACIONES O CUPONES. En general, una persona física o jurídica, un fideicomiso u organización con domicilio, a los fines impositivos, fuera de Brasil (un “no residente”) paga impuestos en Brasil sólo cuando la ganancia proviene de fuentes brasileñas. Por consiguiente, las ganancias pagadas por PifCo en relación con las obligaciones emitidas a favor de tenedores no residentes no están sujetas a impuestos en Brasil. En general, no se aplican impuestos a la herencia, donación, sucesión, de sellos, ni ningún otro impuesto de este tipo en Brasil en relación con la titularidad, transferencia, cesión u otro tipo de disposición de obligaciones por parte de un no residente, a excepción de los impuestos a la herencia y las donaciones cobrados por algunos estados brasileños sobre donaciones y legados por parte de personas físicas o jurídicas no domiciliadas o no residentes en Brasil a individuos o entidades no domiciliados o residentes en dichos estados. Los intereses (incluido el descuento sobre el valor de la emisión [OID, por sus siglas en inglés], honorarios, comisiones, gastos y cualquier otro monto pagadero por un residente en Brasil a un no residente) están, en general, sujetos al impuesto a las ganancias retenido en origen. A la fecha, la tasa del impuesto es del 15% o cualquier otra tasa inferior establecida por un tratado impositivo firmado entre Brasil y otro país. Si el receptor del pago está domiciliado en una jurisdicción calificada como paraíso fiscal por la normativa fiscal brasileña, la tasa será del 25%. Impuesto a las Ganancias Federal de los Estados Unidos El siguiente resumen presenta aspectos del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos que pueden ser importantes para los tenedores de obligaciones que, a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, son ciudadanos o residentes de los Estados Unidos o una empresa estadounidense o que están sujetos por algún otro motivo al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos sobre la base de la utilidad neta en relación con las obligaciones (un “tenedor estadounidense”). Este resumen está basado en el Código, sus antecedentes legislativos, las reglamentaciones del Tesoro de los Estados Unidos, ya sea vigentes o propuestas, la normativa publicada por el U.S. Internal Revenue Service (Servicio de Impuestos Si los pagos correspondientes a las obligaciones provienen de una fuente brasileña, se compensará a los tenedores de las obligaciones de modo tal que, luego del pago del impuesto aplicable en Brasil realizado por medio de retención, deducción u otra forma, en relación con el capital, los intereses (incluido el OID) y otros montos pagaderos en relación con las obligaciones (con más los intereses y penalidades correspondientes), el tenedor de una obligación reciba un monto equivalente a los montos que dicho tenedor habría recibido si no se hubieran pagado dichos impuestos brasileños (con más los intereses y penalidades correspondientes). El deudor brasileño pagará, excepto en ciertos casos, montos adicionales para 163 Internos de los EE.UU. – IRS), y las sentencias judiciales, todo ello vigente a la fecha y todo lo cual está sujeto a modificaciones o a diferentes interpretaciones, que podrían ser aplicadas retroactivamente. Este resumen no intenta describir todos los aspectos del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos que pueden ser relevantes para inversores específicos, tales como entidades financieras, compañías de seguros, operadores o agentes de títulos o divisas, sociedades de inversión reguladas, organizaciones exentas de impuestos, determinados tenedores de obligaciones a corto plazo, personas que cubren su exposición en las obligaciones o que son titulares de las obligaciones como parte de una estrategia de inversión (straddle) o como parte de una cobertura o “transacción de conversión”, a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, personas que realizan transacciones de “venta constructiva” (constructive sale) en relación con las obligaciones o Tenedor de los EE.UU., cuya moneda funcional no sea el dólar estadounidense. Los tenedores de los EE.UU. deben tener en cuenta que el pago del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos sobre las obligaciones puede ser sustancialmente diferente para los inversores descriptos en el párrafo anterior. reciban, de acuerdo con el método contable impositivo regular del tenedor estadounidense. En general, si el “precio de emisión” de una obligación es inferior al “precio de rescate establecido al vencimiento” por más de un monto de minimis, se considerará que dicha obligación tiene un “descuento de emisión original” (“OID”). El precio de emisión de una obligación es el primer precio al cual una cantidad sustancial de dichas obligaciones se vende a los inversores. El precio de rescate establecido al vencimiento de una obligación incluye en general todos los pagos que no sean pagos de intereses establecidos calificados. En general, se requerirá que cada tenedor estadounidense de una obligación, ya sea que dicho tenedor utiliza la contabilidad impositiva del método de lo percibido o de lo devengado, incluya en la utilidad bruta como ingresos por intereses ordinarios la suma de las “porciones diarias” del OID sobre la obligación durante los días del ejercicio fiscal en los cuales el tenedor estadounidense es titular de la obligación. Las porciones diarias del OID sobre una obligación se determinan asignando a cada día en un período de devengamiento una porción proporcional del OID asignable a dicho período de devengamiento. En general, en el caso de un tenedor inicial, el monto de OID sobre una obligación asignable a cada período de devengamiento se determina (i) multiplicando el “precio de emisión ajustado”, según se define a continuación, de la obligación al comienzo del período de devengamiento por el resultado de dicha obligación al vencimiento y (ii) deduciendo de dicho producto el monto de interés establecido calificado asignable a dicho período de devengamiento. Los tenedores estadounidenses deben tener en cuenta que en general deberán incluir el OID en la utilidad bruta como ingresos por intereses ordinarios a los fines del impuesto a las ganancias federal de los EE.UU. al momento de devengarse, con anterioridad al cobro de efectivo atribuible a dicha ganancia. El “precio de emisión ajustado” de una obligación al comienzo de un período de devengamiento en general será la suma de su precio de emisión (que generalmente incluye los intereses devengados, si los hubiera) y el monto de OID asignable a todos los períodos de devengamiento anteriores, menos el monto de todos los pagos que no sean pagos de los intereses establecidos calificados (si los hubiera) realizados en relación con dicha obligación en todos los períodos de devengamiento anteriores. El término “interés establecido calificado” se refiere Además, este resumen no analiza ningún aspecto de impuestos extranjeros, estaduales o municipales. Este resumen solo se aplica a compradores originales de obligaciones que las adquieren al precio de emisión original y las poseen como "activos de capital" (en general, bienes con fines de inversión) con arreglo al capítulo 1221 del Código. EN RELACION CON UNA INVERSION EN OBLIGACIONES, TODO INVERSOR DEBE CONSULTAR A SU ASESOR IMPOSITIVO SOBRE LOS IMPUESTOS A PAGAR, INCLUIDOS LOS IMPUESTOS A PAGAR EN VIRTUD DE LEYES QUE NO SEAN LAS LEYES DEL IMPUESTO A LA GANANCIAS FEDERAL DE LOS ESTADOS UNIDOS. Pago de Intereses Los pagos de “intereses establecidos calificados” (según se define a continuación) sobre una obligación (incluso montos adicionales, si los hubiere) serán en general gravables a los tenedores estadounidenses como ingresos por intereses ordinarios cuando dichos intereses se devenguen o 164 en general a los intereses estipulados que se pagan en forma incondicional en efectivo o en bienes (que no sean instrumentos de deuda del emisor) como mínimo anualmente durante el plazo completo de una obligación a una tasa de interés fija única, o sujeto a ciertas condiciones sobre la base de uno o más índices de interés. comercial fijo fuera de los Estados Unidos y se cumplan otras condiciones específicas. Las ganancias o pérdidas realizadas por un tenedor estadounidense serán ganancias o pérdidas de capital, y serán ganancias o pérdidas de capital a largo plazo, si ese inversor tuviera en su poder las obligaciones durante más de un año. El monto neto de ganancia de capital a largo plazo declarado por un tenedor individual antes del 1º de enero del 2011 estará gravado, en general, con una alícuota máxima del 15%. Las pérdidas de capital podrán deducirse de las ganancias imponibles, sujeto a ciertas limitaciones. Los ingresos por intereses, incluido el OID, correspondientes a las obligaciones se consideran ingresos de fuente extranjera a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos y, a excepción de algunos casos, serán tratados por separado, conjuntamente con otros rubros de “ganancia pasiva” a los fines de contabilizar el crédito por tributación en el extranjero permitido por la legislación sobre el impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos. El cálculo de los créditos por tributación en el extranjero incluye la aplicación de reglas complejas que dependen de las circunstancias específicas de cada inversor estadounidense. Los tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos sobre la disponibilidad de créditos por tributación en el extranjero y el tratamiento de los montos adicionales. Retención Adicional de Impuestos (Backup Withholding) y Presentación de Información Un tenedor estadounidense puede, en algunos casos, estar sujeto a una “retención adicional” en relación con determinados pagos recibidos, a menos que el inversor (i) sea una persona jurídica o pertenezca a otras categorías exentas y pueda demostrarlo fehacientemente, o (ii) presente un número de identificación de contribuyente válido, pruebe que no está sujeto a dicha retención adicional o que cumple de otra forma con los requisitos aplicables establecidos por las normas de retención adicional. Todo monto retenido con arreglo a esas normas en general será compensado con un crédito a ser descontado de la obligación del tenedor estadounidense por el impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos. Los inversores no estadounidenses generalmente están exentos de retenciones adicionales, pero es posible que, en ciertos casos, deban realizar determinados trámites de certificación e identificación a fin de demostrar que tienen derecho a esa exención. Venta o Disposición de Obligaciones Un tenedor estadounidense generalmente debe declarar las ganancias o pérdidas de capital sobre la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición de las obligaciones, por un monto equivalente a la diferencia entre el monto realizado por la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición (excepto los montos correspondientes a los intereses establecidos calificados devengados, que serán gravados como tales) y la base impositiva ajustada de la obligación del tenedor estadounidense. La base impositiva ajustada de una obligación de un tenedor estadounidense será, en general, equivalente al costo de la obligación más todos los montos incluidos en los ingresos brutos del tenedor estadounidense en concepto de OID, menos todos los pagos excepto el pago de intereses establecidos calificados correspondientes a la obligación. Las pérdidas o ganancias realizadas por un tenedor estadounidense sobre la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición de las obligaciones se considerarán, en general, ganancias o pérdidas de fuente estadounidense a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, a menos que correspondan a una oficina u otro lugar Tenedores No Estadounidenses Un tenedor o titular beneficiario de obligaciones que no sea un tenedor de los EE.UU. (tenedor no estadounidense) en general no estará sujeto al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos ni a la retención impositiva sobre los intereses obtenidos de las obligaciones. Además, un tenedor no estadounidense no estará sujeto al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos ni a la retención impositiva sobre las ganancias realizadas al vender obligaciones a menos que, en el caso de una ganancia realizada por un individuo tenedor no estadounidense, el tenedor no estadounidense esté en los Estados Unidos durante 165 183 días o más durante el ejercicio fiscal de la venta y se cumplan determinadas condiciones. relacionados con los precios de los commodities, las tasas de interés y los tipos de cambio. Estos instrumentos derivados se utilizan sólo para compensar la exposición a los riesgos de mercado y no con fines comerciales. Nuestros ejecutivos están a cargo de la administración de los riesgos de mercado. Cubrimos los riesgos crediticios cumpliendo normas estrictas, supervisadas por un Comité de Crédito, para evaluar a las contrapartes y definir garantías adecuadas. Documentos Presentados Estamos sujetos a la obligación de presentar información dispuesta por la Ley del Mercado de Valores de 1934, con sus correspondientes reformas y, en consecuencia, presentamos informes y otra información ante la SEC. Los informes y toda otra información que presentamos ante la SEC pueden ser consultados y copiados en la Sala de Referencia de la SEC en 100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549. Puede obtenerse información adicional acerca del funcionamiento de la Sala de Referencia comunicándose con la SEC al 1‐800‐SEC‐0330. Los informes y otra información de Petrobras también pueden consultarse en las oficinas de la Bolsa de Valores de Nueva York ubicadas en 11 Wall Street, New York, New York 10005, en la que se cotizan las ADSs de Petrobras. Las presentaciones de Petrobras ante la SEC también están a disposición del público en el sitio de la SEC: http://www.sec.gov. Sírvase comunicarse con el (212) 656‐5060 para obtener información adicional en relación con la obtención de copias de las presentaciones públicas de Petrobras en la Bolsa de Valores de Nueva York. El Comité de Gestión de Riesgos de Petrobras evalúa la exposición a riesgos y establece lineamientos para medir, controlar y administrar los riesgos relacionados con nuestras actividades. El Comité de Gestión de Riesgos está compuesto por representantes de todas las áreas de negocio de la Compañía. Riesgos Derivados de los Precios de los Commodities Las ventas de crudo y productos derivados del petróleo de la Compañía se basan en los precios internacionales, por lo tanto estamos expuestos a las fluctuaciones de los precios en los mercados internacionales. Con el fin de atenuar el impacto de estas fluctuaciones, hemos concretado operaciones de derivados, principalmente contratos de futuros, contratos a término, opciones y swaps. Nuestros contratos de derivados establecen coberturas económicas para las compras y ventas previstas de crudo y productos derivados del petróleo en los mercados internacionales, que en general se prevé concretar en un plazo de 30 a 360 días. La exposición en dichos contratos se limita a la diferencia entre el valor contractual y el valor de mercado de los volúmenes cubiertos. Petrobras también presenta estados contables y otros informes periódicos ante la CVM. Item 11. Información Cualitativa y Cuantitativa sobre los Riesgos del Mercado Petrobras Gestión de Riesgos La Compañía está expuesta a diversos riesgos de mercado y crediticios inherentes al curso normal de la actividad comercial. El riesgo de mercado es la posibilidad de que variaciones en las tasas de interés, tipos de cambio o precios de los commodities afecten en forma negativa el valor de los activos o pasivos financieros o los flujos de fondos futuros previstos. El riesgo crediticio es el incumplimiento, por parte de la contraparte, de la obligación de pago en virtud de un contrato comercial o de derivados. Las posiciones abiertas en el mercado de futuros, en comparación con el valor en el mercado contado, arrojaron pérdidas por U$S28,7 millones en 2008, U$S24,7 millones en 2007 y U$S1,6 millones en 2006. Para obtener mayor información sobre las transacciones con derivados de commodities, véase la Nota 20 a los estados contables consolidados auditados. Utilizamos instrumentos derivados para cubrir la exposición a riesgos de mercado 166 El siguiente cuadro presenta un análisis de sensibilidad que indica la variación neta del valor razonable atribuible a una variación negativa del 10% del precio de los commodities subyacentes al 31 de diciembre de 2008, que corresponde a un aumento del 10% en el precio de los commodities subyacentes para los contratos de opciones, futuros y swaps. Petrobras Vigentes a Diciembre 2008 Opciones: Contratos de compra Contratos de venta ... Futuros: Contratos de compra………….. Contratos de venta……………. Swaps: Recibe tasa variable/ paga tasa fija Recibe tasa fija/ paga tasa variable PifCo Valor Razonable (1) Cantidad (miles de barriles) 540 540 158 (en millones de U$S) 0,0 Cantidad (miles de barriles) 0 0 3.775 1.158 6.681 10,3 Total Sensibilidad al +10% Cant. (en millones de (miles de (en millones de (en millones de U$S) barriles) U$S) U$S) 540 540 0,0 0,0 0,0 3.933 Valor Razonable (1) 17,8 Valor Razonable (1) 7.839 28,1 5,2 1.317 2.209 3.526 1.917 2,4 2.007 19,6 3.924 22,0 1,3 (1) El valor razonable representa el cálculo de la ganancia o pérdida que se obtendría si los contratos se liquidaran a la fecha del balance general. Riesgos Derivados de la Tasa de Interés y el Tipo de Cambio Interbancário o CDI) y la tasa de interés a largo plazo brasileña (Taxa de Juros de Longo Prazo, o TJLP), fijada por el Consejo Monetario Nacional. El riesgo derivado de la tasa de interés a la que esta expuesta la Compañía es en función de nuestra deuda a largo plazo y, en menor medida, de nuestra deuda a corto plazo. Nuestra deuda a largo plazo consiste principalmente en obligaciones y préstamos tomados básicamente en relación con inversiones en proyectos de exploración y desarrollo y préstamos a compañías afiliadas. Nuestra deuda a corto plazo consiste principalmente en financiación de importaciones y exportaciones denominadas en dólares y préstamos de capital de trabajo de bancos comerciales. En general, nuestra deuda a tasa flotante en moneda extranjera está sujeta, principalmente, a las fluctuaciones de la tasa LIBOR. Nuestra deuda a tasa flotante en reales está sujeta, principalmente, a las variaciones del Certificado de Depósito Interbancario (Certificado de Depósito Actualmente no utilizamos instrumentos derivados para administrar nuestra exposición a la variación de las tasas de interés. Hemos analizado diversas formas de instrumentos derivados para reducir nuestra exposición a las variaciones de las tasas de interés y podríamos utilizar estos instrumentos financieros en el futuro. El riesgo del tipo de cambio al que estamos expuestos se limita al balance general y deriva principalmente de la incidencia de obligaciones denominadas en monedas diferentes al real en nuestra cartera de deuda. Véase el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras —Inflación y Variación del Tipo de Cambio.” 167 El siguiente cuadro presenta un resumen sobre la exposición de la Compañía al riesgo de variación de las tasas de interés y tipos de cambio de nuestra cartera de deuda correspondiente a 2008 y 2007. El total de la cartera de deuda incluye la deuda a largo plazo, los arrendamientos de capital, el financiamiento de proyectos y las porciones corrientes de los mismos, y la deuda a corto plazo. En reales: A tasa fija ...................................................................................................................................................... A tasa flotante .............................................................................................................................................. Subtotal ........................................................................................................................................................ En dólares: A tasa fija ...................................................................................................................................................... A tasa flotante (incluye deuda a corto plazo)................................................................................................ Subtotal ........................................................................................................................................................ Otras divisas (principalmente yenes): A tasa fija ...................................................................................................................................................... A tasa flotante .............................................................................................................................................. Subtotal ........................................................................................................................................................ Total .................................................................................................................................................................. Endeudamiento Total 2008 2007 (%) 0,0 0,0 26,2 23,8 23,8 26,2 30,5 31,4 36,0 41,8 73,2 66,5 3,8 2,6 3,5 0,4 7,3 3,0 100,0 100,0 Deuda a tasa flotante: En reales ...................................................................................................................................................... En moneda extranjera .................................................................................................................................. Deuda a tasa fija: En reales ...................................................................................................................................................... En moneda extranjera .................................................................................................................................. Total .................................................................................................................................................................. 26,2 39,5 0,0 34,3 100,0 23,8 42,2 0,0 34,0 100,0 Dólares estadounidenses .................................................................................................................................. Euros ................................................................................................................................................................. Yenes................................................................................................................................................................. Reales................................................................................................................................................................ Total.................................................................................................................................................................. 66,48 0,25 7,05 26,22 100,0 73,22 0,30 2,73 23,75 100,0 168 El siguiente cuadro presenta información sobre el total de las obligaciones de deuda al 31 de diciembre de 2008, que son sensibles a las variaciones de las tasas de interés y tipos de cambio. Este cuadro contiene los principales flujos de fondos y las tasas de interés promedio relacionadas con dichas obligaciones, por moneda y fecha de vencimiento estimada. Las tasas de interés variables se basan en tasas de referencia aplicables, LIBOR, TJLP, IGP‐M o CDI (Certificado de Depósito Interbancario) al 31 de diciembre del 2008. 2009 Deuda en EUROS: Deuda a tasa fija.......... Tasa de interés promedio ................... Deuda a tasa variable .. Tasa de interés promedio ................... Deuda en Yenes: Deuda a tasa fija.......... Tasa de interés promedio ................... Deuda a tasa variable .. Tasa de interés promedio ................... Deuda en dólares: Deuda a tasa fija.......... Tasa de interés promedio ................... Deuda a tasa variable .. Tasa de interés promedio ................... Deuda en reales: Deuda a tasa variable .. Tasa de interés promedio ................... Total de las obligaciones de deuda . 2010 2011 2012 2013 2014‐2022 (en millones de U$S, con excepción de los porcentajes) 0 0 0 0 1 0 5,8% 9 5,7% 9 − 9 − 9 − 9 − 22 2,7% 532 1,8% 35 3,1% 33 3,4% 33 3,5% 33 3,8% 12 1,8% 21 1,7% 11 1,7% 119 4,7% 1.121 6,9% 4,8% 681 4,5% 494 8,5% 1.178 3.704 2,8% 582 10,0% 5.961 Valor razonable al 31 de diciembre de 2008 Total 1 1 68 55 3,8% 386 1.051 960 1% 119 2,2% 596 878 705 1,4% 252 1,4% 822 1,7% 4.972 8.342 8.161 7,4% 1.568 5,5% 1.063 8,1% 558 6,2% 1.771 9.841 9.315 2,4% 1.136 3,4% 2.888 3,6% 830 3,8% 255 4,2% 1.479 7.169 6.991 10,9% 13,2% 10,5% 9,4% 8,6% 27.351 26.188 3.059 5.003 2.306 1.795 9.227 riesgos de mercado. PifCo no mantiene instrumentos derivados con fines comerciales. La estrategia de administración de riesgo de divisas incluye la utilización de instrumentos derivados para proteger a la Compañía de la volatilidad del tipo de cambio, que puede afectar el valor de determinadas obligaciones. Riesgos Derivados del Precio de los Commodities PifCo concreta operaciones de derivados para atenuar el impacto de las fluctuaciones del precio del crudo y productos derivados del petróleo. PifCo utiliza contratos de futuros, swaps y opciones para proteger sus márgenes con anterioridad a las compras y ventas en los mercados internacionales, conforme se indica en el análisis de sensibilidad precedente. PifCo PifCo está expuesta a riesgos de mercado durante el curso de su actividad comercial, incluyendo riesgo de tasa de interés, riesgos relacionados con variaciones de los precios del petróleo y de los derivados del petróleo, y riesgos relacionados con variaciones en el tipo de cambio de divisas. PifCo utiliza en forma limitada los derivados para administrar su exposición a estos 169 Riesgos Derivados de la Tasa de Interés y el Tipo de Cambio 94% de su deuda es en dólares. PifCo no celebra contratos de derivados ni otros acuerdos para cubrir los riesgos derivados de la tasa de interés. PifCo no está expuesta a un riesgo significativo derivado del tipo de cambio porque el El siguiente cuadro presenta los montos y las tasas de interés promedio ponderadas anuales correspondientes, por fecha de vencimiento prevista, de las obligaciones de deuda a largo plazo de PifCo al 31 de diciembre de 2008: Obligaciones de Deuda Deuda en Dólares Estadounidenses: Deuda a Tasa Fija............. Tasa de Interés Promedio......................... Deuda a Tasa Variable ..... Tasa de Interés Promedio......................... Deuda en Yenes: Deuda a Tasa Fija............. Tasa de Interés Promedio......................... Total obligaciones de deuda .............................. 2010 2011 68 2012 2013 2014 2015‐2018 Total (en millones de U$S, con excepción de los porcentajes) 304 70 435 442 5,5% 406 8,8% 88 5,5% 92 8,7% 102 7,6% 112 1,9% − 3,2% − 3,6% − 3,7% − − − − 474 392 162 3.188 Valor razonable al 31 de diciembre de 2008 4.507 4.480 6,4% 190 990 922 3,9% − 4,6% 386 386 320 − − 2,2% 537 554 5.883 5.722 3.764 Total Cartera de Deuda 31 de diciembre de 2008 Deuda en dólares estadounidenses: Deuda a Tasa Fija.............................................................................................. Deuda a Tasa Flotante...................................................................................... Deuda en Yenes: Deuda a Tasa Fija.............................................................................................. Deuda a Tasa Flotante ...................................................................................... Total Cartera de Deuda.................................................................................... 75,2% 18,4% 6,4% 0% 100,0% 72,4% 22,3% 5,3% 0,0% 100,0% ponderada anual sobre esta porción a corto plazo era 3,59% al 31 de diciembre de 2008 comparada con 5,59% al 31 de diciembre de 2007. Al 31 de diciembre de 2008, PifCo no registraba líneas de crédito a corto plazo o créditos de entidades financieras pendientes de pago. Al 31 de diciembre de 2008, la porción corriente de las obligaciones de deuda a largo plazo de PifCo, que consisten en líneas de crédito a largo plazo y préstamos de entidades financieras, era de U$S143 millones. La tasa de interés promedio 31 de diciembre de 2007 170 El siguiente cuadro indica el valor del swap de moneda en virtud del cual PifCo canjea pagos de capital e intereses sobre bonos denominados en yenes por montos en dólares estadounidenses. La variación del valor razonable indica que el instrumento de cobertura es altamente eficaz. Swaps de moneda con vencimiento en 2016 Tasa de interés (%) Valor de Referencia Fijo/fijo Tasa promedio pagada (U$S) .................. Tasa promedio recibida (Yenes) ............. 5,69 2,15 (en millones de yenes) 35.000 35.000 Total Swaps de Moneda ......................... 171 Valor Razonable 31 de diciembre de 31 de diciembre de 2008 2007 (en millones de U$S) 47 3 47 3 Item 12. Descripción de Títulos que no sean Acciones No aplicable. PARTE II Item 13. Incumplimientos, Dividendos Impagos e Incumplimiento de Pago Ninguno. Item 14. Fondos Modificaciones Substanciales de los Derechos de los Tenedores de Títulos y Destino de los Ninguna. Item 15. Controles y Procedimientos Evaluación de Controles y Procedimientos de Divulgación de Información Informe de la Dirección Relativo al Control Interno de la Información Financiera Petrobras y PifCo han realizado una evaluación, con la participación de nuestro Presidente y nuestro Director de Administración y Finanzas, de la eficacia de nuestros controles y procedimientos de divulgación de información al 31 de diciembre de 2008. Existen limitaciones respecto de la efectividad de los sistemas de control y procedimientos de divulgación de información, incluso la posibilidad de errores humanos y de eludir o ignorar los controles y procedimientos. En consecuencia, aún los procedimientos y controles de divulgación de información efectivos pueden sólo proveer certeza razonable respecto del logro de sus objetivos de control. Sobre la base de la evaluación, nuestro Presidente y nuestro Director de Administración y Finanzas concluyeron que los procedimientos y controles de difusión de información al 31 de diciembre de 2008 eran efectivos para proveer certeza razonable de que la información a ser presentada en los informes de conformidad con la Ley del Mercado de Valores se registra, procesa, resume e informa dentro de los plazos estipulados en virtud de las normas y los formularios aplicables, y que se recopila y comunica a la Dirección, incluidos nuestro Presidente y nuestro Director de Administración y Finanzas, en forma apropiada para permitirles tomar decisiones oportunas relacionadas con la difusión de la información. Las Direcciones de Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y Petrobras International Finance Company—PifCo (cada una, una “Compañía”) tienen la responsabilidad de establecer y mantener un efectivo control interno de la información financiera y de evaluar la efectividad del control interno de la información financiera. El control interno de cada Compañía sobre la información financiera es un proceso diseñado por el Comité de Auditoría de Petrobras y el Presidente y el Director de Administración y Finanzas de cada Compañía o bajo la supervisión de los mismos, e implementado por el Consejo de Administración, la Dirección y el personal de cada Compañía con el fin de garantizar en forma razonable la confiabilidad de la información financiera presentada y la confección de estados contables consolidados para su presentación para uso externo de conformidad con los principios contables generalmente aceptados de los Estados Unidos. El control interno de cada Compañía sobre la información financiera incluye políticas y procedimientos que (i) corresponden al mantenimiento de registros que, en detalle razonable, reflejan en forma precisa y uniforme, las operaciones y disposición de activos de la Compañía; (ii) garantizan en forma razonable que las operaciones se registran en la forma necesaria para permitir la confección de estados contables consolidados de acuerdo con principios contables generalmente aceptados de los Estados Unidos, y 172 que las cobranzas y gastos de la Compañía se realizan sólo de conformidad con las autorizaciones emanadas de la Dirección y los consejeros de la Compañía; y (iii) garantizan en forma razonable la prevención y detección oportuna de compras, utilizaciones o disposiciones no autorizadas de los activos de la Compañía que pudieran tener un efecto significativo sobre los estados contables consolidados. presentación de información financiera en base a criterios establecidos en: Control Interno – Marco Integrado emitido por el Comité de Organizaciones Patrocinantes – COSO – de la Comisión Treadway. En base a dicha evaluación, la Dirección de cada Compañía concluyó que al 31 de diciembre de 2008 el sistema de control interno de presentación de información financiera de la Compañía era efectivo. La evaluación por parte de la Dirección de cada Compañía de la efectividad de los sistemas de control interno de presentación de información financiera al 31 de diciembre de 2008 ha sido auditada por KPMG Auditores Independentes, estudio contable certificado independiente, conforme lo establecido en el informe incluido en este Informe Anual. Dadas las limitaciones inherentes al control interno de la información financiera, es posible que dicho control no evite o detecte declaraciones falsas en forma oportuna. En consecuencia, aún los sistemas de control considerados efectivos pueden sólo proporcionar certeza razonable en cuanto a la confección y presentación de los estados contables consolidados. Asimismo, las proyecciones de la evaluación de la efectividad para períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan resultar inadecuados debido a cambios en las condiciones o al deterioro en el nivel de cumplimiento de las políticas y procedimientos. Cambios en los Controles Internos La Dirección de cada Compañía no identificó cambios en los sistemas de control interno de presentación de información financiera durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 que hayan afectado en forma substancial o probablemente afecten en forma substancial el control interno de presentación de información financiera. Al 31 de diciembre de 2008, la Dirección de cada Compañía efectuó una evaluación de la efectividad del sistema de control interno de Item 16A. Experto Financiero del Comité de Auditoría El 17 de junio de 2005, el Consejo de Administración de la Compañía aprobó la designación de un Comité de Auditoría para cumplir con los requisitos dispuestos por la Ley Sarbanes‐ Oxley de 2002. Nuestro Consejo de Administración nombró a Fabio Colletti Barbosa como experto financiero del Comité de Auditoría, quien reviste el carácter de independiente según se establece en 17 CRF 240.10A‐3. Item 16B. El Consejo de Administración de PifCo ejerce la función de Comité de Auditoría según la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002. El Consejo de Administración de PifCo designó a Marcos Antonio Silva Menezes como “experto financiero del Comité de Auditoría” conforme lo definido en este Item 16A. Menezes no reviste el carácter de independiente según se establece en 17 CRF 240.10A‐3. Código de Etica de Administración de Petrobras creó una Comisión de Etica para promover un comportamiento ético y servir como foro de discusión de temas relacionados con la ética. La Compañía ha adoptado un Código de Etica aplicable a nuestros empleados y ejecutivos y un Código de Buenas Prácticas aplicable a nuestros consejeros y ejecutivos. Ambos códigos se aplican también a PifCo. En 2006 hemos revisado y actualizado nuestro Código de Etica. No se permiten excepciones a las disposiciones del Código de Etica o del Código de Buenas Prácticas. Ambos documentos están disponibles en el sitio web de Petrobras: www.petrobras.com.br/Relaciones con el Inversor/Gobierno Corporativo. En 2008, el Consejo 173 Item 16C. Servicios y Honorarios del Estudio Contable Honorarios de Auditoría y de Otras Funciones Petrobras El siguiente cuadro incluye los honorarios facturados a la Compañía por nuestros auditores externos, KPMG Auditores Independentes, durante los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2007: Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 2007 Honorarios de Auditoría.............................................................................................................................. Honorarios relacionados con la Auditoría ................................................................................................... Impuestos.................................................................................................................................................... (en miles de R$) 23.673 23.328 287 2.136 859 603 Total ........................................................................................................................................................... 24.819 Los “Honorarios de Auditoría” presentados en el cuadro precedente corresponden al total de los honorarios facturados por KPMG Auditores Independentes en relación con la auditoría de nuestros estados contables anuales, revisiones de períodos intermedios y auditorías de las subsidiarias (todas según los principios contables generalmente aceptados de los Estados Unidos y de Brasil) y la revisión de los documentos periódicos presentados en la SEC. En 2008, los “Honorarios de Auditoría” incluyen los honorarios totales facturados por KPMG Auditores Independentes por el monto de R$2.750 mil en relación con la auditoría de los controles internos. Los “Honorarios Relacionados con la Auditoría” que constan en el cuadro anterior 26.067 corresponden al total de los honorarios facturados por KPMG Auditores Independentes, servicios de certificación y otros servicios que se relacionan razonablemente con la realización de la auditoría o con revisiones de nuestros estados contables y no se encuentran incluidos en el rubro “Honorarios de Auditoría”. Los impuestos que figuran en el cuadro precedente constituyen los gastos facturados por KPMG Auditores Independentes por servicios relacionados con revisiones de cumplimento de pago de impuestos exigidos en virtud de la declaración de impuestos federal anual y procedimientos relacionados con el impuesto a las ganancias y a las ventas. 174 PifCo El siguiente cuadro incluye los honorarios facturados a PifCo por KPMG Auditores Independentes, durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2007: Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 Honorarios de auditoría ............................................................................................................................. Honorarios relacionados con la auditoría................................................................................................... Total ........................................................................................................................................................... Los “Honorarios de Auditoría” corresponden al total de los honorarios facturados por KPMG Auditores Independientes en relación con la auditoría de los estados contables anuales, revisiones de períodos intermedios y auditorías de las subsidiarias de PifCo (todas según los principios contables generalmente aceptados de los Estados Unidos y de Brasil) y la revisión de los documentos periódicos presentados ante la SEC. Los “Honorarios relacionados con la Auditoría” corresponden a los servicios prestados en relación con la emisión de obligaciones de PifCo en los mercados de capitales internacionales y el programa de pago anticipado de exportaciones, y los servicios de certificación y otros servicios que se relacionan razonablemente con la realización de la auditoría o con revisiones de los estados contables de PifCo y no se encuentran incluidos en el rubro “Honorarios de Auditoría”. Item 16D. Bolsa 793 Políticas y Procedimientos de Aprobación del Comité de Auditoría El Comité de Auditoría de la Compañía está autorizado a recomendar al Consejo de Administración políticas y procedimientos de aprobación previa para la contratación de los servicios de nuestros auditores externos o los de PifCo. A la fecha, nuestro Consejo de Administración no ha establecido aún dichas políticas y procedimientos de aprobación previa. Nuestro Consejo de Administración aprueba, expresamente, caso por caso, la contratación de los auditores externos en relación con los servicios a ser provistos a nuestras subsidiarias y a Petrobras. Los Estatutos de la Compañía prohíben que los auditores externos presten servicios de asesoramiento a nuestras subsidiarias o a Petrobras durante el período de contratación de los mismos. Exención de las Normas Relativas a los Comités de Auditoría de Sociedades que Cotizan en Roberto de Albuquerque, persona designada por el gobierno brasileño, que es una de nuestras afiliadas. A criterio de la Compañía, estos miembros actúan en forma independiente en el cumplimiento de sus responsabilidades en calidad de miembros del Comité de Auditoría en virtud de la Ley Sarbanes‐ Oxley y cumplen con los demás requisitos establecidos en la Norma 10A‐3 de la Ley del Mercado de Valores. Adquisición de Acciones por parte del Emisor y Compradores Afiliados Petrobras “comprador afiliado”, según se define en la Norma 10b‐18(a)(3) de La Ley del Mercado de Valores, adquirió nuestras acciones. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, ni Petrobras ni ningún 1.033 De conformidad con las normas de la NYSE y la SEC relativas al Comité de Auditoría de sociedades que cotizan en bolsa, la Compañía debe cumplir con la Norma 10A‐3 de la Ley del Mercado de Valores, que exige la creación de un Comité de Auditoría compuesto por miembros del Consejo de Administración que cumpla con determinados requisitos. En función de la exención establecida en la Norma 10 A‐3(b)(iv)(E), hemos designado a un miembro del Comité de Auditoría, Francisco Item 16E. 2007 (en miles de R$) 966 764 67 29 175 Item 16F. Cambio del Contador Certificante del Declarante No aplicable. Item 16G. Gobierno Corporativo en la Norma 10A‐3 de la Ley del Mercado de Valores; (ii) nuestro Presidente debe notificar inmediatamente a la NYSE si un ejecutivo toma conocimiento de un incumplimiento substancial de las normas relativas a las prácticas de gobierno corporativo de la NYSE; (iii) Petrobras debe proporcionar a la NYSE declaraciones escritas anuales e intermedias conforme lo exigido en virtud de las normas de gobierno corporativo de la NYSE; y (iv) Petrobras debe proporcionar una breve descripción de las diferencias significativas entre sus prácticas de gobierno corporativo y las prácticas de sociedades constituidas en los EE.UU. en virtud de las normas de cotización de la NYSE. Comparación de las Prácticas de Gobierno Corporativo de Petrobras con los Requisitos de Gobierno Corporativo de la NYSE aplicables a Sociedades constituidas en los EE.UU. De acuerdo con las normas de la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE), los emisores privados extranjeros están sujetos a requerimientos más limitados en lo referente a las prácticas de gobierno corporativo que los emisores locales de EE.UU. En calidad emisor privado extranjero, Petrobras debe cumplir con cuatro normas principales relativas a las prácticas de gobierno corporativo de la NYSE: (i) debe cumplir con los requerimientos establecidos 176 El siguiente cuadro incluye una breve descripción de las diferencias significativas entre las prácticas locales de Petrobras y las normas de gobierno corporativo de la NYSE. Artículo 303A.01 303A.03 303A.04 303A.05 303A.06 303A.07 303A.08 Normas de Gobierno Corporativo de la Bolsa de Prácticas de Petrobras Valores de Nueva York para Emisores Locales Independencia del Director En el caso de sociedades que cotizan en bolsa, la Petrobras es una sociedad controlada porque el Gobierno Federal mayoría de sus consejeros debe ser independiente. de Brasil tiene el control de la mayoría de las acciones con derecho Las “sociedades controladas” están exentas de este a voto. Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a requisito. Petrobras cumplir con el requisito de que la mayoría de sus consejeros deben ser independientes si fuera un emisor local de los EE.UU. No existe una disposición legal ni una política que exija a Petrobras contar con consejeros independientes. Los consejeros no ejecutivos de cada sociedad que Con la excepción del Presidente de Petrobras (que también es cotiza en bolsa deben reunirse en sesiones director), todos los consejeros de Petrobras son directores no ejecutivas regularmente programadas sin los ejecutivos. Estos consejeros no ejecutivos no se reúnen en sesiones ejecutivas regularmente programadas sin la presencia del directores ejecutivos. Presidente. Comité de Gobierno Corporativo/ de Candidatura Las sociedades que cotizan en bolsa deben contar Petrobras no cuenta con un Comité de Candidatura. con un comité de gobierno corporativo/de Petrobras tampoco cuenta con un Comité de Gobierno Corporativo candidatura íntegramente compuesto por compuesto por consejeros. consejeros independientes, con un reglamento escrito que incluya una serie de obligaciones Por el contrario, Ia totalidad del Consejo de Administración desarrolla, evalúa y aprueba principios de gobierno corporativo mínimas específicas. No se exige a las “sociedades controladas” cumplir con la colaboración de una comisión asesora de gobierno con este requisito. corporativo que no está compuesta por consejeros. Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a Petrobras cumplir con el requisito relativo al comité de gobierno corporativo/de candidatura si fuera un emisor local de los EE.UU. Comité de Remuneración Las sociedades que cotizan en bolsa deben contar Petrobras cuenta con un comité que asesora al Consejo de con un comité de remuneración íntegramente Administración en temas de remuneraciones y nombramiento de compuesto por consejeros independientes, con un ejecutivos. No existe una disposición legal ni una política que exija reglamento escrito que incluya una serie de que los miembros de este comité sean independientes. obligaciones mínimas específicas. No se exige a las “sociedades controladas” cumplir Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a Petrobras cumplir con el requisito relativo al comité de con este requisito. remuneración si fuera un emisor local de los EE.UU. Comité de Auditoría Las sociedades que cotizan en bolsa deben contar El Comité de Auditoría de Petrobras es un comité asesor del con un Comité de Auditoría compuesto por un Consejo de Administración. Actualmente está compuesto por dos mínimo de tres consejeros independientes que miembros independientes conforme a la Norma 10A‐3 de la Ley cumplan con los requisitos de independencia del Mercado de Valores, y ambos miembros del Comité de establecidos por la Norma 10A‐3 de la Ley de Auditoría también son miembros del Consejo de Administración de Mercado de Valores, con un reglamento escrito que Petrobras. El Comité de Auditoría cuenta con un reglamento incluya una serie de obligaciones mínimas escrito que establece sus responsabilidades entre las que se incluyen las siguientes: (i) fortalecer la relación con los auditores específicas. externos, y permitir una supervisión más detallada de su trabajo y de temas relacionados con su competencia e independencia, (ii) garantizar el cumplimiento de normas legales y reglamentaciones, incluyendo certificaciones, controles internos, procedimientos de cumplimiento y ética, y (iii) supervisar la situación financiera de la sociedad, especialmente en relación con riesgos, trabajo de auditoría interna y presentación de información financiera. Planes de Opciones de Acciones Los accionistas deben tener la oportunidad de votar En virtud de la Ley de Sociedades brasileña, se requiere la 177 Normas de Gobierno Corporativo de la Bolsa de Prácticas de Petrobras Valores de Nueva York para Emisores Locales en relación con los planes de opciones de acciones aprobación de los accionistas para la adopción y revisión de los y revisiones substanciales de los mismos, con planes de opciones de acciones. Actualmente Petrobras no cuenta limitadas excepciones establecidas en las normas con planes de opciones de acciones. de la NYSE. Políticas de Gobierno Corporativo Las sociedades que cotizan en bolsa deben adoptar Petrobras cuenta con Políticas de Gobierno Corporativo (Diretrizes y revelar políticas relativas a las prácticas de de Governança Corporativa) que abarcan temas relacionados con gobierno corporativo. criterios de admisión, responsabilidades, remuneración, orientación, auto evaluaciones de los Consejeros y acceso a la Dirección. Las políticas no reflejan los requisitos de independencia establecidos en las Secciones 303A.01 y .02 de las normas de la NYSE. Determinadas partes de las políticas, incluyendo las secciones sobre responsabilidades y remuneración, no se analizan con el mismo nivel de detalle establecido en los comentarios a las normas de la NYSE. Las políticas se encuentran disponibles en el sitio web de Petrobras. Artículo 303A.09 Código de Ética para Consejeros, Funcionarios y Empleados Las sociedades que cotizan en bolsa deben adoptar Petrobras adoptó un Código de Etica (Código de Ética) aplicable a y revelar un código de conducta y ética empresarial sus empleados y un Código de Buenas Prácticas (Código de Boas para consejeros, funcionarios y empleados, y Práticas) aplicable a consejeros y ejecutivos. No se permiten revelar de inmediato toda exención en relación con exenciones respecto a las disposiciones del Código de Etica o el las disposiciones del código con respecto a Código de Buenas Prácticas. Ambos documentos se encuentran consejeros o ejecutivos. disponibles en el sitio web de Petrobras. 303A.10 Requerimiento de Certificación El Presidente de cada sociedad que cotiza en bolsa El Presidente de Petrobras notificará inmediatamente a la NYSE debe certificar ante la NYSE cada año que no tiene por escrito si un ejecutivo toma conocimiento de un conocimiento de violaciones por parte de la incumplimiento substancial de las normas sobre prácticas de sociedad de las normas sobre prácticas de gobierno gobierno corporativo de la NYSE. corporativo de la NYSE. 303A.12 PARTE III Item 17. Estados Contables No aplicable. Item 18. Estados Contables Véase páginas F‐2 a F‐179, incorporadas a este documento por referencia. 178 Item 19. Anexos No. Descripción 1.1 Reforma de los Estatutos de Petróleo Brasileiro S.A.‐Petrobras (junto con la versión en inglés) (incorporada por referencia al Informe Anual contenido en el formulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 (Expediente No. 1‐15106)). 1.2 Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras International Finance Company (incorporados por referencia al Anexo I del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentados ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las correspondientes reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002, el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐ 14168) y el 26 de junio de 2007 y el 19 de mayo de 2008 (Expediente No. 001‐331121)). El Acta Constitutiva y los Estatutos de PifCo fueron reformados por última vez el 23 de febrero de 2008. 2.1 Contrato de Depósito de fecha 14 de julio de 2000 entre Petrobras y Citibank, N.A., en calidad de depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones ordinarias de Petrobras (incorporado por referencia al Anexo de la Declaración de Registro de Petrobras en el Formulario F–6 presentado ante la SEC el 17 de julio de 2000 (Expediente No. 333‐123000)). 2.2 Contrato de Depósito reformado y actualizado de fecha 21 de febrero de 2001 entre Petrobras y Citibank N.A., en calidad de depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones preferidas de Petrobras (incorporado por referencia al Anexo 4.1 de la Reforma N° 1 de la Declaración de Registro de Petrobras en el Formulario F‐1 presentado ante la SEC el 3 de julio de 2001 (Expediente No. 333‐13660)). 2.3 Reforma N°1 de fecha 23 de marzo de 2001 del Contrato de Depósito reformado y actualizado de fecha 21 de febrero de 2001 entre Petrobras y Citibank N.A., en calidad de depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones preferidas de Petrobras (incorporada por referencia al Anexo 4‐2 de la Reforma N° 1 de la Declaración de Registro de Petrobras en el Formulario F‐1 presentado ante la SEC el 3 de julio de 2001 (Expediente No. 333‐ 13660)). 2.4 Contrato de Fideicomiso de fecha 19 de julio de 2002 entre Petrobras y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.4 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petrobras en el Formulario F‐3, presentado ante la SEC el 5 de Julio de 2002 y las reformas presentadas el 19 de julio de 2002 y el 14 de agosto de 2002 (Expediente No. 333‐92044‐01)). 2.5 Contrato de Fideicomiso de fecha 19 de julio de 2002 entre Petrobras International Finance Company y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petrobras en el Formulario F–3 presentado ante la SEC el 5 de julio de 2002 y las correspondientes reformas presentadas el 19 de julio de 2002 y el 14 de agosto de 2002 (Expediente No. 333‐92044‐01)). 2.6 Primer Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 31 de marzo de 2003 entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, en relación con las Obligaciones Globales Step‐up, al 9% con vencimiento en 2008 (incorporado por referencia al Anexo 2.6 del Informe Anual de Petrobras contenido en el Formulario 20‐F del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2002 (Expediente No. 1‐15106)). 2.7 Segundo Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 2 de julio de 2003 entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Globales al 9,125% con vencimiento en 2013 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 (Expediente No. 1‐15106)). 2.8 Segundo Contrato de Fideicomiso Complementario reformado y actualizado de fecha inicial 2 de julio de 2003, y reformado y actualizado el 18 de septiembre de 2003 entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Globales al 9,125% con vencimiento en 2013 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 (Expediente No. 1‐15106)). 2.9 Tercer Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 10 de diciembre de 2003 entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Globales al 8,375% con vencimiento en 2018 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.— PETROBRAS, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 (Expediente No. 1‐15106)). 2.10 Contrato de Fideicomiso de fecha 9 de mayo de 2001 entre Petrobras International Finance Company y The Bank of New York, en 7/8 calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9 % con vencimiento en 2008 (incorporado por referencia al Anexo 4.1 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el Formulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)). 2.11 Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 26 de noviembre de 2001 entre Petrobras International Finance Company y 7/8 The Bank of New York, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9 %, con vencimiento en 2008 (incorporado por referencia al Anexo 4.2 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo 179 No. Descripción Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el Formulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)). 2.12 Contrato de Fideicomiso de fecha 6 de julio de 2001 entre Petrobras International Finance Company y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9¾% con vencimiento en 2011 (incorporado por referencia al Anexo 4.1 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS del Formulario F‐4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)). 2.13 Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 26 de noviembre de 2001 entre Petrobras International Finance Company y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9¾%, con vencimiento en 2011 (incorporado por referencia al Anexo 4.2 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS del Formulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)). 2.14 Contrato de Fideicomiso de fecha inicial 4 de febrero de 2002 reformado y actualizado el 28 de febrero de 2002 entre Petrobras 1/8 International Finance Company y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9 % con vencimiento en 2007 (incorporado por referencia al Anexo 2.19 del Informe Anual reformado contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 13 de diciembre de 2002 (Expediente No. 333‐14168)). 2.15 Acuerdo de Derechos de Registro de fecha 9 de mayo de 2001 entre Petrobras International Finance Company, Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y USB Warburg LLC, Banc of America Securities LLC, J.P. Morgan Securities Inc., RBC Dominion Securities Corporation y Santander Central Hispano Investment Securities Inc. (incorporado por referencia al Anexo 4.4 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el Formulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)). 2.16 Acuerdo de Derechos de Registro de fecha 6 de julio de 2001 entre Petrobras International Finance Company, Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y USB Warburg LLC, Banc of America Securities LLC, J.P. Morgan Securities Inc., RBC Dominion Securities Corporation y Santander Central Hispano Investment Securities Inc. (incorporado por referencia al Anexo 4.4 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el Formulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)). 2.17 Acuerdo de Derechos de Registro de fecha inicial 4 de febrero de 2002, reformado y actualizado el 28 de febrero de 2002 entre Petrobras International Finance Company, Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS, UBS Warburg LLC y Morgan Stanley & Co. Incorporated (incorporado por referencia al Anexo 2.20 del Informe Anual reformado contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company presentado ante la SEC el 13 de diciembre de 2002 (Expediente No. 333‐14168)). 2.18 Acuerdo de Compra Standby de fecha 9 de mayo de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York (incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el Formulario F‐4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)). 2.19 Reforma N°1 del Acuerdo de Compra Standby de fecha 26 de noviembre de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario (incorporada por referencia al Anexo 4.6 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el Formulario F‐4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)). 2.20 Acuerdo de Compra Standby de fecha 6 de julio de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York (incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS del Formulario F‐4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)). 2.21 Acuerdo de Compra Standby de fecha inicial 4 de febrero de 2002 reformado y actualizado el 28 de febrero de 2002 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 2.21 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 13 de diciembre de 2002 (Expediente No. 333‐14168)). 2.22 Acuerdo de Compra Standby de fecha 31 de marzo de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 2.15 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.23 Contrato de Compra Standby de fecha 2 de julio de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 y la reforma presentada el 26 de julio de 2004 (Expediente No. 333‐14168)). 2.24 Contrato de Compra Standby Reformado y Actualizado de fecha inicial 2 de julio de 2003 y reformado y actualizado el 18 de septiembre de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 y la reforma presentada el 26 de julio de 2004 (Expediente No. 333‐14168)). 2.25 Contrato de Compra Standby de fecha 10 de diciembre de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 y la reforma presentada el 26 de julio de 2004 180 No. Descripción (Expediente No. 333‐14168)). 2.26 Contrato de Compra de Obligaciones de fecha 29 de enero de 2002 entre Petrobras International Finance Company y UBS Warburg LLC y Morgan Stanley & Co. Incorporated (incorporado por referencia al Anexo 2.13 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las correspondientes reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.27 Contrato Marco de Exportación de fecha 21 de diciembre de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.14 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1 de julio de 2002 y las correspondientes reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.28 Reforma del Contrato Marco de Exportación de fecha 21 de mayo de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.18 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.29 Contrato de Depósito de fecha 21 de diciembre de 2001 entre U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, en calidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust, Citibank, N.A., en calidad de Intermediario de Títulos‐Valores y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.15 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las reformas del 13 de diciembre de 2002 y del 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.30 Carta Acuerdo relacionada con el Contrato de Depósito de fecha 16 de mayo de 2003 (incorporada por referencia al Anexo 2.20 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.31 Acuerdo de Servicios Administrativos de fecha 21 de diciembre de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS, en calidad de Agente de Ventas y Entregas, y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.16 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.32 Carta Acuerdo relacionada con el Acuerdo de Servicios Administrativos de fecha 16 de mayo de 2003 (incorporada por referencia al Anexo 2.22 del Informe Anual del Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.33 Contrato de Fideicomiso reformado y actualizado de fecha 21 de diciembre de 2001 entre U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, en calidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust, Citibank, N.A., en calidad de Agente Pagador, Agente de Transferencia, Agente de Registro y Banco Depositario, y Petrobras International Finance Company, en calidad de Proveedor de Servicios (incorporado por referencia al Anexo 2.17 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las correspondientes reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.34 Contrato de Compra de Obligaciones a Cobrar de fecha 21 de diciembre de 2001, entre Petrobras Finance Ltd., Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, solo en calidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust (incorporado por referencia al Anexo 2.18 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1º de julio de 2002, y las correspondientes reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.35 Contrato de Compra de Obligaciones a Cobrar reformado y actualizado, de fecha 21 de mayo de 2003, entre Petrobras Finance Ltd., Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, exclusivamente en calidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust (incorporado por referencia al Anexo 2.25 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.36 Acuerdo de Pago Anticipado, de fecha 21 de diciembre de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.26 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.37 Acuerdo de Pago Anticipado Reformado y Actualizado, de fecha 2 de mayo de 2003, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.27 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 2.38 Cuarto Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 15 de septiembre de 2004, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS relacionado con Obligaciones Globales al 7,75%, con vencimiento en 2014 (incorporado por referencia al Anexo 2.38 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2005 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)) 2.39 Acuerdo de Compra Standby de fecha 15 de septiembre de 2004, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase 181 No. Descripción Bank, en calidad de Fiduciario, (incorporado por referencia al Anexo 2.39 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2005 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)). 2.40 Quinto Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 6 de octubre de 2006, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en relación con Obligaciones Globales al 6,125%, con vencimiento en 2016 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 26 de junio de 2007, y la correspondiente reforma presentada el 28 de junio de 2007 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)). 2.41 Acuerdo de Compra Standby de fecha 6 de octubre de 2006, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 26 de junio de 2007, y la correspondiente reforma presentada el 28 de junio de 2007 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)). 2.42 Quinto Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 6 de octubre de 2006, con las correspondientes modificaciones y actualizaciones al 7 de febrero de 2007 entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York, en calidad de sucesor de JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en relación con Obligaciones Globales al 6,125% con vencimiento en 2016 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 26 de junio de 2007, y la correspondiente reforma presentada el 28 de junio de 2007 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)). 2.43 Acuerdo de Compra Standby, de fecha inicial 6 de octubre de 2006, con las correspondientes modificaciones y actualizaciones al 7 de febrero de 2007, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York, como sucesor de JPMorgan Chase Bank N.A., en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 26 de junio de 2007, y la correspondiente reforma presentada el 28 de junio de 2007 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)). 2.44 Primer Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 1º de noviembre de 2007, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en relación con Obligaciones Globales al 5,875% con vencimiento en 2018 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de 2008 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)). 2.45 Acuerdo de Compra Standby de fecha 1º de noviembre de 2007, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de 2008 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐ 14168)). 2.46 Primer Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 1º de noviembre de 2007, con las correspondientes reformas y actualizaciones al 11 de enero de 2008 entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en relación con Obligaciones Globales al 5,875% con vencimiento en 2018 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de 2008 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐ 14168)). 2.47 Acuerdo de Compra Standby Reformado y Actualizado, de fecha inicial 1º de noviembre de 2007, con las correspondientes reformas y actualizaciones al 11 de enero de 2008 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de 2008 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)). 2.48 Segundo Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 11 de febrero de 2009, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York Mellon (anteriormente The Bank of New York) en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.— PETROBRAS en relación con Obligaciones Globales al 7,875% con vencimiento en 2019. 2.49 Garantía, de fecha 11 de febrero de 2009, entre Petróleo Brasileiro S.A.— PETROBRAS y The Bank of New York Mellon (anteriormente The Bank of New York) en calidad de Fiduciario. El monto de los títulos de deuda a largo plazo de Petrobras autorizado en virtud de determinados instrumentos no supera el 10% del total de los activos consolidados. Petrobras por el presente acuerda presentar ante la SEC, a su solicitud, copia de los documentos donde se especifican los derechos de los tenedores de su deuda a largo plazo o de sus subsidiarias, cuyos estados contables consolidados o no consolidados deben ser presentados. 4.1 Formulario del Contrato de Concesión para la Exploración, Desarrollo y Producción de petróleo crudo y gas natural celebrado entre Petrobras y ANP (incorporado por referencia al Anexo 10.1 de la Declaración de Registro de Petrobras contenida en el Formulario F‐1 presentado ante la SEC el 14 de julio de 2000 (Expediente No. 333‐12298)). 4.2 Contrato de Compraventa de Gas Natural celebrado entre Petrobras y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos—YPFB (junto 182 No. Descripción con una versión en inglés) (incorporado por referencia al Anexo 10.2 de la Declaración de Registro de Petrobras contenida en el Formulario F‐1 presentado ante la SEC el 14 de julio de 2000 (Expediente No. 333‐12298)). 8.1 Lista de subsidiarias. 12.1 Certificaciones de Petrobras conforme al Artículo 302 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002. 12.2 Certificaciones de PifCo conforme al Artículo 302 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002. 13.1 Certificaciones de Petrobras conforme al Artículo 906 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002. 13.2 Certificaciones de PifCo conforme al Artículo 906 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002. 15.1 Carta de Consentimiento de KPMG. 15.2 Carta de Consentimiento de KPMG. 15.3 Carta de Consentimiento de DeGolyer and MacNaughton. 183 FIRMAS De acuerdo con los requerimientos del Artículo 12 de la Ley del Mercado de Valores de 1934, el declarante por el presente certifica que cumple con todos los requisitos necesarios para la presentación del Formulario 20‐F y ha dispuesto que los funcionarios debidamente autorizados que suscriben el presente, firmen este Informe Anual en la ciudad de Rio de Janeiro el 22 de mayo de de 2009. Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS Firmado por: /f/ José Sergio Gabrielli de Azevedo Nombre: José Sergio Gabrielli de Azevedo Cargo: Presidente Firmado por: /f/ Almir Guilherme Barbassa Nombre: Almir Guilherme Barbassa Cargo: Director de Administración y Finanzas y Director de Relación con Inversores 184 FIRMAS De acuerdo con los requerimientos del Artículo 12 de la Ley del Mercado de Valores de 1934, el declarante por el presente certifica que cumple con todos los requisitos necesarios para la presentación del Formulario 20‐F y que ha dispuesto que los funcionarios debidamente autorizados y que suscriben el presente, firmen este Informe Anual en la ciudad de Rio de Janeiro el 22 de mayo de 2009. Petrobras International Finance Company—PifCo Firmado por: /f/ Daniel Lima de Oliveira Nombre: Daniel Lima de Oliveira Cargo: Presidente Firmado por: /f/ Sérvio Túlio da Rosa Tinoco Nombre: Sérvio Túlio da Rosa Tinoco Cargo: Director de Administración y Finanzas 185 Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras y subsidiarias (Traducción libre del original en inglés) Estados contables consolidados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 con Informe de la firma de Auditores Independientes Registrados en el PCAOB INFORME DE LA ADMINISTRACIÓN SOBRE REFERENTES A LOS ESTADOS CONTABLES CONTROLES INTERNOS El Directorio de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y subsidiarias (“la Compañía”) es responsable por el establecimiento y mantenimiento de controles internos eficaces sobre la emisión de estados contables y por las aseveraciones sobre la efectividad del control interno sobre la emisión de estados contables. El control interno sobre la emisión de estados contables de la Compañía es un proceso diseñado por o bajo la supervisión del Comité de Auditoría de la Compañía, del Presidente y del Director Financiero, y realizado por el Directorio, la Gerencia y otros empleados para proporcionar una seguridad razonable sobre la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de estados contables consolidados para uso externo, de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Estados Unidos de América. El control interno de la Compañía sobre la emisión de estados contables incluye las políticas y procedimientos que (1) están relacionados con el mantenimiento de los registros que, con detalle razonable, reflejan con exactitud y apropiadamente las operaciones y la utilización de los activos de la Compañía; (2) proporcionan una seguridad razonable que las operaciones se registren en la forma necesaria para permitir la preparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Estados Unidos de América y que los ingresos y gastos de la Compañía son realizados únicamente con autorizaciones de la Gerencia y de los directores de la Compañía y (3) proveen una seguridad razonable en relación a la prevención o detección oportuna de la adquisición, utilización o disposición no autorizada de los activos de la Compañía que puedan afectar de manera significativa los estados contables consolidados. Debido a sus limitaciones inherentes, los controles internos sobre la emisión de informes financieros pueden no prevenir errores o detectarlos oportunamente. Por lo tanto, incluso los sistemas considerados eficaces pueden proporcionar apenas una seguridad razonable con relación a la preparación y presentación de los estados contables consolidados. Asimismo, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad en períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones o al deterioro del grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos. El Directorio evaluó la eficacia de los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables al 31 de diciembre de 2008, con base en los criterios establecidos en el documento Controle Interno - Marco Integrado emitido por el Consejo de las Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión de Treadway (COSO). Con base en esta evaluación, el Directorio llegó a la conclusión que, al 31 de diciembre de 2008, los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables son eficaces. Los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables al 31 de diciembre de 2008 fueron auditados por KPMG Auditores Independentes, firma de Auditores Independientes Registrados de la Compañía, cuya opinión incluida en su informe de fecha 27 de marzo de 2009 se adjunta a este informe. José Sergio Gabrielli de Azevedo Presidente 27 de marzo de 2009 Almir Guilherme Barbassa Director Financiero 27 de marzo de 2009 F-2 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS Índice Informe de la firma de Auditores Independientes registrados en PCAOB ............................ F-4 - F-5 Balances Generales Consolidados....................................................................................... F-6 - F-7 Estados de Resultados Consolidados .................................................................................. F-8 - F-9 Estados de Flujo de Efectivo Consolidados..................................................................... F-10 - F-11 Estados de Evolución del Patrimonio Neto Consolidados................................................ F-12 - F-13 Notas a los Estados Contables Consolidados 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. La Compañía y sus Operaciones ..................................................................................................F-14 Resumen de las Principales Prácticas Contables...........................................................................F-14 Impuestos a la Renta ...................................................................................................................F-29 Efectivo y Equivalentes de Efectivo ............................................................................................F-33 Títulos y Valores Mobiliarios .....................................................................................................F-34 Cuentas a Cobrar, Netas ..............................................................................................................F-35 Bienes de Cambio .......................................................................................................................F-36 Impuestos a Recuperar ................................................................................................................F-37 Bienes de Uso, Netos ..................................................................................................................F-38 Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones ..........................................F-40 Cuenta de Petróleo y Alcohol – Cuentas a Cobrar del Gobierno Federal ......................................F-49 Financiaciones ............................................................................................................................F-49 Ingresos (Gastos) Financieros, Netos ...........................................................................................F-61 Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE`s”) ...........................F-62 Obligaciones de Arrendamientos de Capital.................................................................................F-70 Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios ....................................F-71 Patrimonio Neto ..........................................................................................................................F-82 Adquisiciones Domésticas e Internacionales................................................................................F-90 Compromisos y Contingencias ....................................................................................................F-95 Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo ......................................F-107 Instrumentos Financieros...........................................................................................................F-117 Informaciones por Segmento .....................................................................................................F-118 Transacciones con partes relacionadas .......................................................................................F-131 Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios ..........................................F-133 Eventos Siguientes ...................................................................................................................F-136 Informaciones Suplementarias sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas ....F-138 F-3 Informe de los Auditores Independientes Registrados en el PCAOB (*) (traducción libre del original en inglés) A los Señores Directores y Accionistas de Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Hemos auditado los balances generales consolidados de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (y subsidiarias) (“Compañía”) al 31 de diciembre de 2008 y de 2007, y los correspondientes estados consolidados de resultados, de evolución del patrimonio neto, de las utilidades integrales y de los flujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes al período de tres años finalizado el 31 de diciembre de 2008. También hemos auditado los controles internos sobre los informes financieros al 31 de diciembre de 2008, con base en el criterio establecido en el Control Interno - Estructura Integrada (Internal Control - Integrated Framework) emitidos por el Comité de Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Treadway (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission - COSO). La Administración de la Compañía es responsable por los referidos estados contables consolidados, por el mantenimiento de controles internos efectivos sobre los informes financieros y por su evaluación de la eficacia de los controles internos sobre los informes financieros que se incluye en el Informe de la Administración adjunto, sobre el Control Interno sobre los Informes Financieros. Nuestra responsabilidad es la de emitir una opinión sobre tales estados contables consolidados y una opinión sobre los controles internos de la Compañía sobre la elaboración de los informes financieros consolidados con base en nuestras auditorías. Hemos realizado nuestras auditorías de acuerdo con los estándares del Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos de América (PCAOB - Public Company Accounting Oversight Board). Los referidos estándares exigen que planifiquemos y realicemos las auditorías para obtener una garantía razonable sobre si los estados contables consolidados están libres de errores significativos y sobre si se mantuvieron controles internos efectivos sobre los informes financieros consolidados en todos los aspectos importantes. Nuestra auditoría de los estados contables consolidados incluyó el examen, con base en test, de las evidencias que sirven de base a las cifras y notas en los estados contables consolidados, evaluando los principios contables utilizados y las estimativas importantes realizadas por la administración, y evaluando la presentación de los estados contables consolidados en general. Nuestra auditoría de los controles internos sobre la elaboración de los informes financieros consolidados incluyó la obtención de un entendimiento de los controles internos sobre la elaboración de los informes financieros, evaluación del riesgo de que exista algún punto débil significativo y comprobación y evaluación del diseño y eficacia operativa de los controles internos con base en el riesgo evaluado. Nuestra auditoría también incluye la realización de todos los demás procedimientos que consideramos necesarios en tales circunstancias. Creemos que nuestras auditorías proporcionan una base razonable para nuestras opiniones. F-4 Los controles internos de una compañía sobre la elaboración de los informes financieros consolidados es un proceso diseñado para proporcionar una garantía razonable sobre la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de estados contables consolidados para presentación externa, de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados. Los controles internos de una compañía sobre los informes financieros incluye las políticas y procedimientos que (1) están relacionados con el mantenimiento de registros que reflejan las transacciones y destinaciones de los activos de la compañía de forma precisa y con un detalle razonable; (2) proporcionan una garantía razonable de que las transacciones han sido registradas en la forma necesaria para permitir la preparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados y que los ingresos y gastos de la compañía se realizaron, únicamente, de acuerdo con las autorizaciones de la administración y directores de la Compañía; y (3) proporcionan una garantía razonable en relación a evitar o detectar oportunamente la adquisición, uso o destinación no autorizada de los activos de la Compañía que puedan tener un efecto significativo sobre los estados contables consolidados. Debido a sus limitaciones inherentes, los controles internos sobre los informes financieros consolidados puede no evitar o detectar errores. Por otro lado, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad para períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones, o a que el grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos se pueda deteriorar. En nuestra opinión, los estados contables consolidados anteriormente citados presentan claramente, en todos los aspectos significativos, la posición financiera de Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras y subsidiarias, al 31 de Diciembre de 2008 y de 2007 y los resultados de sus operaciones y de sus flujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes al período de tres años finalizado el 31 de diciembre de 2008 están en conformidad con los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de America. Además, en nuestra opinión, Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y subsidiarias, mantuvo, en todos los aspectos significativos, controles internos efectivos sobre los informes financieros al 31 de diciembre de 2008, con base en lo criterio establecido en COSO. /s/ KPMG Auditores Independentes KPMG Auditores Independentes Rio de Janeiro, Brasil 27 de marzo de 2009 (*) Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos de América (PCAOB – Public Company Accounting Oversight Board). F-5 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2008 y 2007 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses Al 31 de diciembre 2008 2007 Activo Activo corriente Efectivo y equivalentes de efectivo (Nota 4) Títulos y valores mobiliarios (Nota 5) Cuentas a cobrar, netas (Nota 6) Bienes de cambio (Nota 7) Impuestos a la renta diferidos (Nota 3) Impuestos a recuperar (Nota 8) Adelantos a proveedores Otros activos corrientes 6.499 124 6.613 7.990 500 3.281 626 1.125 6.987 267 6.538 9.231 498 3.488 683 1.448 26.758 29.140 84.719 84.282 Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones (Nota 10) 3.198 5.112 Activos no corrientes Cuentas a cobrar, netas (Nota 6) Adelantos a proveedores Cuenta petróleo y alcohol - a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) Títulos del Gobierno Títulos y valores mobiliarios (Nota 5) Depósitos restringidos por procesos legales y garantías (Nota 19 (a)) Impuestos a recuperar (Nota 8) Reputación Mercantil (Nota 18) Gastos pagados por adelantado Otros activos 923 2.471 346 1.738 798 3.095 118 513 1.018 1.467 1.658 450 670 2.144 977 2.477 313 473 552 11.020 11.181 125.695 129.715 Bienes de uso, netos (Nota 9) Total del activo Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados. F-6 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS (continuación) 31 de diciembre de 2008 y 2007 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses Al 31 de diciembre 2008 2007 Pasivo y patrimonio neto Pasivo corriente Cuentas a pagar a proveedores Deuda corriente (Nota 12) Monto corriente de la deuda no corriente (Nota 12) Monto corriente de las financiaciones de proyectos (Nota 14) Monto corriente de las obligaciones por arrendamiento de capital (Nota 15) Impuesto a la renta a pagar Impuestos a pagar, excepto impuestos sobre la renta Sueldos y cargas sociales Dividendos e interés sobre capital a pagar (Nota 17 (b)) Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación – Pensión y Asistencia médica (Nota 16 (a)) Otras cuentas a pagar y provisiones Pasivo no corriente Deuda no corriente (Nota 12) Financiaciones de proyectos (Nota 14) Obligaciones por arrendamiento de capital (Nota 15) Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación – Pensión y Asistencia médica (Nota 16 (a)) Impuestos a la renta diferidos (Nota 3) Provisión para abandono de pozos (Nota 9 (a)) Contingencias (Nota 19 (a)) Otros pasivos 7.763 2.399 1.531 1.780 251 332 3.273 1.398 3.652 492 1.885 7.816 1.458 1.273 1.692 227 560 3.950 1.549 3.220 623 2.100 24.756 24.468 16.031 5.015 344 5.787 7.080 2.825 356 933 12.148 4.586 511 11.317 4.802 3.462 352 558 38.371 37.736 659 2.332 15.106 21.088 221 8.620 12.196 877 15.597 25.889 34.863 6.618 (15.846) 4.155 Participación de minoritarios Patrimonio neto Acciones autorizadas y emitidas (Nota 17 (a)) Capital preferido – 2008 y 2007 – 3.700.729.396 acciones (*) Capital ordinario – 2008 y 2007 -5.073.347.344 acciones(*) Reserva de capital - incentivo fiscal Utilidades acumuladas Asignadas No asignadas Otras utilidades integrales acumuladas Ajustes de conversión acumulados Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos (US$19 y US$1.273 al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente) – Costo de pensión y asistencia médica (Nota 16 (a)) Ganancias no realizadas de títulos disponibles para venta, neto de impuestos Pérdidas no reconocidas en hedging de flujo de efectivo, neto de impuestos Total del pasivo y patrimonio neto 37 (144) (39) 61.909 65.179 125.695 129.715 (*) Considera el desdoblamiento 2 por 1 de las acciones, realizado el 25 de abril de 2008 (Ver Nota 17(a)). Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados. F-7 (2.472) 331 (9) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto la cantidad de acciones y la utilidad por acción) Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Ventas de productos y servicios Menos: Impuesto al valor agregado y demás impuestos sobre ventas y servicios Contribución por la intervención en el dominio económico - CIDE 146.529 112.425 93.893 (25.046) (3.226) (20.668) (4.022) (17.906) (3.640) Ingresos operativos netos 118.257 87.735 72.347 (72.865) (5.928) (1.775) (519) (7.429) (941) (841) (2.665) (49.789) (5.544) (1.423) (271) (6.250) (881) (990) (2.136) (40.184) (3.673) (934) (21) (4.824) (730) (1.017) (1.120) (92.963) (67.284) (52.503) 25.294 20.451 19.844 (21) 1.641 (848) 1.584 (433) (225) 235 1.550 (677) (1.455) (662) (143) 28 1.165 (1.340) 75 (594) (17) 1.698 (1.152) (683) 26.992 19.299 Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor en la recuperación de los activos (“ïmpairment”) ( (Nota 9 (b) y 18 (a)) Gastos por ventas, generales y administrativos Gastos de investigación y desarrollo Gastos por beneficios a empleados inactivos Otros gastos operativos Total de costos y gastos Utilidad operativa Participación en los resultados de sociedades no consolidadas (Nota 10) Ingresos financieros (Nota 13) Gastos financieros (Nota 13) Variación monetaria y cambiaria sobre activos y pasivos monetarios, netos (Nota 13) Otros impuestos Otros gastos, netos Utilidad antes de los impuestos a la renta y participación de minoritarios Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados. F-8 19.161 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS (Continuación) 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto la cantidad de acciones y la utilidad por acción) Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Gastos por impuesto sobre la renta (Nota 3) Corriente Diferido Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas (6.904) (2.355) (4.826) (1.062) (5.011) (680) (9.259) (5.888) (5.691) 1.146 (273) (644) Utilidad neta del ejercicio 18.879 13.138 12.826 Utilidad neta aplicable a cada clase de acciones Ordinarias Preferidas 10.916 7.963 7.597 5.541 7.417 5.409 Utilidad neta del ejercicio 18.879 13.138 12.826 Utilidad básica y diluida por acción (Nota 17 (c)) Ordinarias y preferidas Antes del efecto del ítem extraordinario Después del efecto del ítem extraordinario 2,15 2,15 1,50(*) 1,50(*) 1,46(*) 1,46(*) Utilidad básica y diluida por ADS Antes del efecto del ítem extraordinario Después del efecto del ítem extraordinario 4,30 4,30 3,00(*) 3,00(*) 2,92 (*) 2,92 (*) 5.073.347.344 3.700.729.396 5.073.347.344(*) 3.700.729.396(*) 5.073.347.344(*) 3.699.806.288(*) Promedio ponderado de acciones en circulación Ordinarias Preferidas (*) Considera el desdoblamiento 2 por 1 de las acciones, realizado el 25 de abril de 2008 (Ver Nota 17(a)). Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados. F-9 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses Ejercicio finalizado al 31 de 2008 Flujo de efectivo de las actividades operativas Utilidad neta del ejercicio diciembre 2007 2006 18.879 13.138 5.928 808 21 2.211 519 (1.146) 2.355 617 5.544 549 (235) 641 271 273 1.062 394 Ajustes en el capital de trabajo Disminución (aumento) en cuentas a cobrar, netas Disminución (aumento) en bienes de cambio Aumento en cuentas a pagar a proveedores Aumento en impuestos a pagar Adelantos a proveedores Impuestos a recuperar Aumento (disminución) en otros ajustes de capital de trabajo (1.098) (568) 2.246 (207) (1.684) (1.431) 770 (245) (1.619) 1.709 460 787 (1.132) 1.067 386 (533) 1.385 (323) (552) (552) 1.801 Efectivo neto generado por actividades operativas 28.220 22.664 21.077 Flujo de efectivo de actividades de inversión Adiciones a bienes de uso Adquisición de Suzano e Ipiranga Títulos y valores mobiliarios y otras actividades de inversión (29.874) 408 (20.978) (1.551) (1.497) (14.643) (38) Efectivo neto utilizado en actividades de inversión (29.466) (24.026) (14.681) 380 9.570 (4.655) 5.479 (3.124) (125) (4.747) (6) 2.980 (3.561) 1.568 (2.599) (367) (4.003) 228 2.251 (2.555) (1.046) 1.524 (1.209) (334) (3.213) 2.778 (5.988) (4.354) 1.532 (2.020) 6.987 6.499 (7.350) 1.649 12.688 6.987 2.042 775 9.871 12.688 Ajustes para reconciliar utilidad neta y efectivo neto generado por actividades operativas: Depreciación, agotamiento y amortización Costos de pozos secos Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Pérdida (ganancia) cambiaria Ingresos financieros en operaciones de hedge de gas Pérdida de valor en la recuperación de los activos (“Impairment”) Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias Impuestos a la renta diferidos Otros Flujo de efectivo de actividades de financiación Deuda corriente, neta de emisiones y amortizaciones Resultados de emisiones y reducción de deuda no corriente Pagos del principal de la deuda a largo plazo Recompra de títulos Emisiones de financiaciones de proyectos Pago de financiaciones de proyectos Pago de obligaciones de arrendamiento mercantil Dividendos pagados a accionistas y a accionistas minoritarios Efectivo neto utilizado en actividades de financiación Aumento (disminución) de efectivo y equivalentes de efectivo Efecto de la variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio Efectivo y equivalentes de efectivo al final del ejercicio Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados. F-10 12.826 3.673 493 (28) 465 434 21 644 680 257 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Informaciones suplementarias sobre el flujo de efectivo: Efectivo pagado durante el año por Interés, neto del monto capitalizado Impuestos sobre la renta y contribución social Impuesto sobre la renta retenido en la fuente sobre inversiones financieras Transacciones de inversión y financiación durante el año que no representan efectivo Reconocimiento de obligaciones por abandono de activos - SFAS 143 1.515 5.496 198 1.684 5.146 65 877 4.686 26 687 1.836 632 Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados. F-11 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto montos por acción) Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Acciones preferidas Saldo al 1º de enero Aumento de capital con reserva de utilidades no distribuidas (Nota 17 (a)) Aumento de capital con emisión de acciones preferidas Aumento de capital con reserva de capital (Nota 17 (a)) 8.620 6.235 251 7.718 902 - 4.772 2.939 7 - Saldo al 31 de diciembre 15.106 8.620 7.718 Acciones ordinarias Saldo al 1º de enero Aumento de capital con reserva de utilidades no distribuidas (Nota 17 (a)) Aumento de capital con reserva de capital (Nota 17 (a)) 12.196 8.547 345 10.959 1.237 - 6.929 4.030 - Saldo al 31 de diciembre 21.088 12.196 10.959 877 (596) (60) 174 703 159 15 221 877 174 Reserva de capital - incentivos fiscales Saldo al 1º de enero Aumento de capital Transferencia de reserva de utilidades no asignadas Saldo al 31 de diciembre Otras pérdidas integrales acumuladas Ajustes de conversión acumulados Saldo al 1º de enero Cambio en el período 4.155 (20.001) Saldo al 31 de diciembre (6.202) 10.357 (9.432) 3.230 4.155 (6.202) (2.472) 3.801 (1.292) (3.039) 860 (293) (1.930) (1.118) (38) 47 37 (2.472) (3.039) 331 (490) (229) 244 446 (174) 59 356 137 (144) 331 446 (15.846) Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos - costos de pensión y asistencia médica Saldo al 1º de enero Cambio contable - SFAS 158 Otras disminuciones (aumentos) Efecto fiscal sobre lo anterior Saldo al 31 de diciembre Ganancias (pérdidas) no reconocidas sobre los títulos disponibles para la venta, netas de impuestos Saldo al 1º de enero Ganancias (pérdidas) no realizadas Ganancias realizadas Efecto impositivo sobre lo anterior Saldo al 31 de diciembre Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados. F-12 (47) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADOS (Continuación) 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto montos por acción) Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Pérdidas no reconocidas en hedging de flujo de efectivo, netas de impuestos Saldo al 1º de enero Pérdidas no realizadas Efecto impositivo sobre lo anterior Cambio en el año Saldo al 31 de diciembre Reserva de utilidades asignadas Reserva legal Saldo al 1º de enero Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la . conversión Reserva de utilidades no distribuidas Saldo al 1º de enero Aumento de capital Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la . . conversión Saldo al 31 de diciembre Reserva estatutaria Saldo al 1º de enero Aumento de capital Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la conversión Saldo al 31 de diciembre Total de la reserva de utilidades acumuladas asignadas Reserva de utilidades acumuladas no asignadas Saldo al 1º de enero Utilidad neta del período Dividendos e interés sobre el capital propio (por acción: 2008 – US$0,47 a acciones ordinarias y preferidas; 2007 - US$0,35(*) a acciones ordinarias y preferidas; 2006 – US$0,42 (*) a acciones ordinarias y preferidas Asignación a reservas Saldo al 31 de diciembre Total del patrimonio neto Utilidades (pérdidas) integrales se componen según se señala a continuación: Utilidad neta del ejercicio Ajustes de conversión acumulados Ajustes de reservas para beneficios posteriores a la jubilación, netos de impuestos - costo de pensión y de asistencia medica Utilidades (pérdidas) no realizadas sobre títulos disponibles para venta Pérdidas en hedging de flujo de efectivo no reconocidas (*) (2) (7) (3) 1 - (39) (9) (2) 4.297 3.045 (1.040) 1.252 820 3.257 4.297 3.045 30.280 (14.782) 20.074 (1.647) 17.439 (6.969) (3.375) 11.853 9.604 12.123 30.280 20.074 286 - 585 (492) 431 - (69) 193 154 217 286 585 15.597 34.863 23.704 6.618 18.879 10.541 13.138 11.968 12.826 (4.152) 4.544 (3.060) (14.001) (3.660) (10.593) .. 25.889 6.618 10.541 61.908 65.179 44.299 18.879 (20.001) 13.138 10.357 12.826 3.230 2.509 (475) (30) 567 (115) (9) 882 23.938 Considera el desdoblamiento 2 por 1 de las acciones, realizado el 25 de abril de 2008 (Ver Nota 17(a)). Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados. F-13 2.225 . . Saldo al 31 de diciembre Total de utilidades integrales (9) (30) (25) 90 (2) 16.119 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 1. La Compañía y sus Operaciones Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras es la Compañía nacional de petróleo de Brasil y, directamente o a través de sus subsidiarias (colectivamente, “Petrobras” o la “Compañía”), está dedicada a la exploración, explotación y producción de petróleo de los pozos, de esquisto betuminoso y de otros minerales, y refinación, procesamiento, comercio y transporte de petróleo, productos derivados del petróleo, gas natural y otros hidrocarburos fluidos, además de otras actividades relacionadas con la energía. Adicionalmente, Petrobras puede promover la investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución y marketing de todos los sectores de energía, así como otras actividades relacionadas o similares. 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables Al preparar estos estados contables consolidados, la Compañía ha seguido las políticas contables que están en correspondencia con las prácticas contables generalmente aceptadas en los Estados Unidos de América (“U.S. GAAP”). La preparación de estos estados contables requiere el uso de estimaciones y suposiciones que afectan los activos, pasivos, ingresos y gastos informados en los estados contables, así como los montos incluidos en las notas de los referidos estados contables. Las estimaciones adoptadas por la administración incluyen: reservas de petróleo y gas, pasivos de pensión y asistencia médica, depreciación, agotamiento y amortización, costos por abandono, contingencias e impuestos a la renta y contribución social. Aunque la Compañía usa sus mejores estimaciones y juicios, los resultados reales pueden ser diferentes de esas estimaciones a medida que en el futuro vayan sucediendo los eventos que los confirman. Algunos valores de los ejercicios anteriores se han reclasificado para adaptarse a los estándares de presentación del ejercicio actual. Tales reclasificaciones no son significativas para los estados contables consolidados y no tuvieron impacto sobre la utilidad neta de la Compañía. (a) Bases para la preparación de los estados contables Los estados contables consolidados aquí adjuntos, pertenecientes a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (la Compañía), fueron preparados de acuerdo a los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de América (U.S. GAAP) y a las reglas y regulaciones de la Comisión Estadounidense de Valores y Bolsa (“Securities and Exchange Comisión - SEC”). U.S. GAAP difiere en ciertos aspectos de los principios contables generalmente aceptados en Brasil aplicados por Petrobras en sus estados contables estatutarios según la Ley Societaria Brasileña y regulaciones de la Comisión de Valores Mobiliarios de Brasil (CVM). F-14 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (a) Bases para la preparación de los Estados Contables (Continuación) Los montos de dólares estadounidenses para los años presentados han sido convertidos a partir de los montos de Reales Brasileños de acuerdo con el Estado de Normas de Contabilidad Financiera SFAS No. 52 - Conversión de Moneda Extranjera (“SFAS 52”) conforme se aplica a las entidades que operan en economías no-hiperinflacionarias. Las transacciones en moneda extranjera son inicialmente remensuradas en Reales de Brasil y después convertidas a dólares de los EEUU, con las ganancias y pérdidas de dicha remedición siendo reconocidas en los estados de resultados. Petrobras ha elegido el Dólar Estadounidense como moneda de reporte mientras que el Real Brasileño es su moneda funcional y de todas sus subsidiarias. La moneda funcional de Petrobras Internacional Finance Company - PifCo y de algunas subsidiarias y de ciertas sociedades de propósito especial que operan en el ambiente económico internacional es el dólar estadounidense y la moneda funcional de Petrobras Energía Participaciones S.A. - PEPSA es el Peso Argentino. La Compañía ha convertido todos los activos y pasivos en dólares estadounidenses según el tipo de cambio corriente (R$2.337 y R$1.771 para US$1.00 al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente), y todas las cuentas en los estados de resultado y flujos de efectivo (incluidos montos relativos a la indexación de la moneda local y las variaciones de cambio sobre los activos y pasivos denominados en moneda extranjera) al valor promedio de los tipos de cambio prevalecientes durante el ejercicio. La pérdida neta en la conversión de US$20.001 en 2008 (ganancia neta en la conversión en 2007 - US$10.357 y en 2006 - US$3.230) resultante de este proceso de reconversión se excluyó del resultado y se presentó como ajuste de conversión acumulado (“CTA”) dentro de “Otras utilidades integrales acumuladas” en el estado de evolución del patrimonio neto consolidado. (b) Base de consolidación Los estados contables consolidados incluyen las cuentas de la Compañía y todas las subsidiarias de participación mayoritaria en las que (a) la Compañía directa o indirectamente posee la mayor parte del patrimonio de la subsidiaria o caso contrario, tiene control en la administración, o (b) en las que la Compañía ha determinado ser la principal beneficiaria de una entidad de participación variable de acuerdo con FIN 46(R). F-15 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (b) Base de consolidación (Continuación) Las siguientes subsidiarias de participación mayoritaria y entidades de participación variable son consolidadas: Sociedades subsidiarias Petrobras Química S.A. - Petroquisa y subsidiarias Petrobras Distribuidora S.A. - BR y subsidiarias Braspetro Oil Services Company - Brasoil y subsidiarias Braspetro Oil Company - BOC y subsidiarias Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIBBV y subsidiarias Petrobras Gás S.A. - Gaspetro y subsidiarias Petrobras Internacional Finance Company - PifCo y subsidiarias Petrobras Transporte S.A. - Transpetro y subsidiarias Downstream Participações Ltda. y subsidiarias Petrobras Netherlands BV - PNBV y subsidiarias Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro y subsidiarias 5283 Participações Ltda. Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII FAFEN Energia S.A. Baixada Santista Energia Ltda. Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE Termoaçu S.A. Termobahia S.A. Termoceará Ltda. Termorio S.A. Termomacaé Ltda. Termomacaé Comercialização de Energia Ltda. Ibiritermo S.A. Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. Petrobras Biocombustível S.A. Refinaria Abreu e Lima S.A. Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda. Ipiranga Asfalto S.A. Córdoba Financial Services GmbH F-16 Actividad Petroquímica Distribución Operaciones internacionales Operaciones internacionales Operaciones internacionales Transporte de gas Financiación Transporte Refinación y distribución Exploración y producción Energía Corporativa Corporativa Corporativa Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Refinación Distribución Petroquímica Corporativa PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (b) Bases de consolidación (Continuación) Sociedades de propósito especifico consolidadas de acuerdo con FIN 46(R) Albacora Japão Petróleo Ltda. Barracuda & Caratinga Leasing Company B.V. Companhia Petrolífera Marlim NovaMarlim Petróleo S.A. Cayman Cabiunas Investments Co. Cia. de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais CDMPI Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP PDET Offshore S.A. Companhia de Recuperação Secundária S.A. Nova Transportadora do Nordeste S.A. Nova Transportadora do Sudeste S.A. Gasene Participações Ltda. Manaus Geração Termelétrica Participações Ltda. Blade Securities Limited Codajás Coari Participações Ltda. Charter Development LLC- CDC Companhia Mexilhão do Brasil Fundo de Investimento em Direitos Creditórios não-padronizados do Sistema Petrobras (1) Actividad Exploración y Producción Exploración y Producción Exploración y Producción Exploración y Producción Exploración y Producción Refinación Exploración y Producción Exploración y Producción Exploración y Producción Transporte Transporte Transporte Energía Corporativa Transporte Exploración y Producción Exploración y Producción Corporativa (1) Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía montos invertidos en el Fondo de Inversión de Derechos Crediticios no-estandarizados del Sistema Petrobras (Fundo de Investimento em Direitos Creditórios não-padronizados do Sistema Petrobras - “FIDC-NP”). Este fondo de inversión se dedica principalmente a la adquisición de derechos crediticios devengados y/o no-devengados en las compañías del Sistema Petrobras y tiene el objetivo de optimizar la gestión financiera de los fondos de la Compañía. F-17 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (c) Efectivo y equivalentes de efectivo El efectivo y equivalentes de efectivo consisten en inversiones altamente líquidas, listas para convertirse en efectivo y que tienen un vencimiento original de tres meses o menos a partir de la fecha de adquisición. (d) Títulos y valores mobiliarios Los títulos y valores mobiliarios han sido clasificados por la Compañía como títulos disponibles para venta, mantenidos hasta el vencimiento o para negociación basado en las estrategias seguidas con respecto a tales títulos. Los títulos para negociación son ajustados a valor corriente a través de los resultados corrientes de los períodos, los títulos disponibles para venta son ajustados a valor corriente a través de otras utilidades integrales, y los títulos mantenidos hasta la fecha de vencimiento se registran al costo amortizado. No hubo transferencias significativas entre categorías de inversión. (e) Bienes de cambio Los bienes de cambio se expresan de la siguiente forma: · Las materias primas incluyen, principalmente, los bienes de cambio de petróleo que se expresan por el valor promedio de los costos de producción e importación, ajustado, cuando sea pertinente, por su valor de realización; · Los derivados del petróleo y el alcohol combustible se expresan, respectivamente, al costo promedio de refinación y compra, ajustado cuando aplicable a su valor de realización; · Los materiales y suministros están expresados al costo promedio de compra, sin exceder el valor de reposición y las importaciones en tránsito se expresan al costo identificado. (f) Inversiones en compañias no consolidadas La Compañía usa el método de equivalencia patrimonial para registrar todas las inversiones a largo plazo en las que posee entre el 20% y el 50% de las acciones en circulación con derecho a voto de la empresa objeto de la inversión, o tiene la habilidad de ejercer una influencia significativa sobre las políticas financieras y operativas de dicha empresa sin controlarla. El método de equivalencia patrimonial requiere ajustes periódicos a la cuenta de inversión para reconocer la parte o proporción de la Compañía en los resultados de la empresa objeto de la inversión, considerando la reducción referente al recibo de los dividendos pagados por esta última. F-18 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (g) Bienes de uso · Costos incurridos en actividades de producción de petróleo y gas Los costos incurridos con la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas se contabilizan según el criterio de los “esfuerzos exitosos”. Ese método requiere que se capitalicen los costos incurridos por la Compañía referentes a trabajos de perforación de pozos en desarollo e instalaciones en áreas de producción con reservas comprobadas y pozos de exploración con éxito. Además, los costos incurridos por la Compañía en actividades geológicas y geofísicas se registran en el resultado en el período en que se han incurrido, y los costos relativos a pozos exploratorios secos en propriedades con reservas no probadas se registran en el resultado al seren considerados secos o inviables económicamente. · Costos capitalizados Los costos capitalizados son depreciados según el método de unidades producidas basado en las reservas probadas desarrolladas. Esas reservas son estimadas por los geólogos e ingenieros en petróleo de la Compañía de acuerdo con los estándares SEC y se revisan anualmente o con mayor frecuencia siempre que haya indicaciones de cambios significativos. · Costos de adquisición de propiedades Costos de adquisición de propiedades arrendadas desarrolladas o no desarrolladas, incluyéndose bono de arrendamiento, corretaje y otros honorarios son capitalizados. Los costos de propiedades no desarrolladas que se vuelven productivas se transfieren a una cuenta de propiedad en producción. · Costos de exploración Los pozos de exploración que encuentran petróleo y gas en un área que requiere un significativo gasto de capital antes de que la producción pueda comenzar son evaluados anualmente para garantizar que las cantidades comerciales de las reservas han sido descubiertas o para que se realice o planifique el trabajo adicional de exploración. Los costos de exploración relacionados con las áreas donde han sido descubiertas cantidades comerciales son capitalizados y los costos de exploración donde trabajos adicionales están en curso o planeados siguen siendo capitalizados, pendientes de evaluación final. Los costos de los pozos de exploración no relacionados con cualquiera de estas pruebas son registrados como gastos. Todos los otros costos de exploración (incluidos los costos geológicos y geofísicos) son registrados como gastos a medida que se van realizando. Pozos exploratorios secos son registrados como gastos. F-19 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (g) Bienes de uso (Continuación) · Costos de desarrollo Los costos de desarrollo de los pozos que incluyen pozos, plataformas, los equipos usados en los pozos y las instalaciones requeridas para la producción son capitalizados. · Costos de producción Los costos referentes a pozos productivos son registrados como bienes de cambio y son registrados en el estado de resultados como gastos cuando los productos son vendidos. · Costos por abandono La Compañía realiza estudio anual y revisión de su estimación de costos asociados con el abandono de pozos y la enajenación de bienes de uso de las áreas de producción de petróleo y gas, teniendo en cuenta las nuevas informaciones sobre la fecha estimada de abandono y las estimaciones de costos revisadas para el abandono. Los cambios en la estimación de obligación por baja de los activos están relacionados principalmente con declaraciones comerciales de nuevos campos, algunos cambios en estimativas de costos y revisiones de informaciones de abandono proporcionadas por joint-ventures que no son operadas por la Compañía. · Depreciación, agotamiento y amortización La depreciación, agotamiento y amortización de los costos de arrendamiento de las instalaciones de producción se registran usando el método de unidades producidas por campos individuales según se van produciendo las reservas desarrolladas probadas. Las plataformas de producción arrendadas que no están vinculadas a los pozos correspondientes, son depreciadas por el método lineal sobre la vida útil estimada de las plataformas. La depreciación, agotamiento y amortización de todos los otros costos capitalizados (tanto tangibles como intangibles) de las instalaciones de producción de petróleo y gas probadas se registran por el método de unidad de producción, por campos individuales, según se van produciendo las reservas desarrolladas probadas. El método lineal se utiliza para activos con una vida útil más corta que la vida del campo. F-20 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (g) Bienes de uso (Continuación) · Depreciación, agotamiento y amortización (Continuación) Otros bienes de uso se deprecian por el método lineal sobre las siguientes vidas útiles estimadas: Edificación y mejorías Equipos y otros activos Plataformas Ductos · 25-40 años 3-30 años 15-25 años 30 años Pérdida de valor en la recuperación de los activos (Impairment) De acuerdo con SFAS No. 144 - Pérdida de Valor en la Recuperación de los Activos de Vida Útil Prolongada (“SFAS 144”), la Administración revisa los activos de vida útil prolongada, básicamente bienes de uso a ser utilizados en el negocio y los costos capitalizados relativos a actividades productivas de petróleo y gas, siempre que los eventos o cambios en las circunstancias indican que el valor según los libros contables de un activo o grupo de activos no se puede recuperar basado en flujos de efectivo futuros no descontados. Las revisiones se realizan al nivel más bajo de los activos a los cuales la Compañía puede atribuir flujos de efectivo futuros identificables. El valor contable neto de los activos subyacentes se ajusta a su valor justo por un modelo de flujo de efectivo futuro descontado, si la suma de los flujos de efectivo futuros no descontados que se espera es menor que el valor contable. · Mantenimiento y reparaciones Los costos reales de mantenimiento principales, incluindose reactivaciones de refinerías y buques, así como otros gastos en mantenimiento y reparaciones, se registran como un gasto según se van realizando. · Interés capitalizado El interés es capitalizado de acuerdo con el SFAS No. 34 - Capitalización de Costo de Interés (“SFAS 34”). El interés se capitaliza en proyectos específicos cuando el processo de la construcción demora un tiempo considerable e implica mayores gastos de capital. El interés capitalizado se asigna a los bienes de uso y se amortiza considerando la vida útil estimada o el método de unidades producidas de los activos implicados. El interés es capitalizado por el costo promedio ponderado de los préstamos de la Compañía. F-21 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (h) Ingresos, costos y gastos Los ingresos provenientes de las ventas de petróleo crudo y derivados del petróleo, productos petroquímicos, gas natural y otros productos relativos se reconocen cuando el título es transferido al cliente porque en este momento el monto puede ser razonablemente medido, el cobo está razonablemente asegurado, hay evidencia persuasiva de un acuerdo, el precio del vendedor al comprador está determinado o puede determinarse y los riesgos y recompensas significativas de la propiedad se han transferido. Se transfiere el título al cliente en el momento de la entrega de acuerdo con los términos de los contratos de ventas. Los ingresos de la producción de las propiedades de gas natural en las que Petrobras tiene participación con otros productores se reconocen con base en los volúmenes reales vendidos durante el período. Los ajustes a realizar posteriormente a los ingresos basados en los acuerdos de participación en la producción o en las diferencias de entrega volumétrica no son significativos. Los costos y gastos se contabilizan según lo devengado. (i) Impuestos sobre la renta La Compañía contabiliza los impuestos sobre la renta de acuerdo con SFAS No. 109 Contabilización de Impuestos sobre la Renta (“SFAS 109”), lo cual requiere un enfoque de activo y pasivo al registrar los impuestos corrientes y diferidos. Los efectos de las diferencias entre las bases de cálculo impositivas de activos y pasivos y los montos reconocidos en los estados contables se han tratado como diferencias temporarias con la finalidad de registrar los impuestos sobre la renta diferidos. La Compañía registra los beneficios fiscales de todas las pérdidas operativas netas como un activo fiscal diferido y reconoce una provisión para pérdidas respecto a cualquier parte de este beneficio que la administración considere que no será recuperada contra utilidad imponible futura, usando un criterio de “más probable que no”. La Compañía adoptó la Interpretación 48 de FASB “Registro Contable de Incertidumbres en el Impuesto a la Renta, una Interpretación de la Declaración de Normas Financieras Contables Nº 109” (FIN-48) el 1 de enero de 2007 y la Compañía solamente reconoce el efecto de una posición de impuesto a la renta si, ante un examen, tal posición tiene más probabilidad de mantenerse que de no mantenerse, con base en los méritos técnicos de la posición. Una posición de impuesto a la renta reconocida se mide por el mayor monto que tenga una probabilidad de realizarse superior al 50%. Los cambios en el reconocimiento de la mensuración se reflejan en el período en el que ocurre el cambio de juicio. La Compañía registra intereses y multas relacionadas a beneficios fiscales no reconocidos en “otros gastos operativos”. F-22 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (j) Beneficios post-jubilación de empleados La Compañía patrocina un plan de pensión de beneficios definidos, que cubre sustancialmente a todos sus empleados, que la Compañía contabiliza de acuerdo con SFAS No. 87 - Contabilización de Pensiones para los Empleadores (“SFAS 87”) y SFAS 158 - “Contabilización por los Empleadores de los Planes de Pensión de Beneficios Definidos y otros Planes Post-Jubilación - una Enmienda de los Pronunciamientos FASB No. 87, 88, 106 y 132(R)” (“SFAS 158”). Las divulgaciones relativas al plan están de acuerdo con la Declaración No. 132-R de FASB, “Divulgaciones de los Empleadores sobre las Pensiones y Otros Beneficios de PostJubilación” (“SFAS No. 132-R”). Además, la Compañía ofrece ciertos beneficios de asistencia médica para los empleados jubilados y sus dependientes. El costo de dichos beneficios es reconocido según SFAS No. 106 - Otros Beneficios Post-jubilación diferentes de las Pensiones (“SFAS 106”) y “SFAS 158”. La Compañía también contribuye con los planes brasileños de pensión y con planes de pensión del gobierno de subsidiarias internacionales, seguridad social y pérdida del puesto de trabajo a tasas basadas en la nómina, y dichas contribuciones se registran como gastos según se van incurriendo. Otras indemnizaciones se pueden pagar en caso de despidos involuntarios de los empleados pero, basados en los planes operativos actuales, la Administración no considera que haya montos significativos a pagar de acuerdo con este plan. (k) Utilidades por acción Las utilidades por acción se computan a través del método de las dos clases, que consiste en una fórmula de asignación de utilidades que determina utilidades por acción para ambos os grupos de acciones preferidas, las cuales son títulos de participación y acciones ordinarias, como si toda la utilidad neta de cada ejercício hubiera sido distribuida de acuerdo con una fórmula predeterminada que se describe en la Nota 17(c). F-23 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (l) Contabilización de derivados y actividades de hedging La Compañía adopta SFAS No. 133 - Contabilización de Instrumentos Derivados y Operaciones de Hedging, juntamente con sus enmiendas e interpretaciones que se denominan colectivamente en este documento como “SFAS 133”. SFAS 133 requiere que todos los instrumentos derivados se registren en el balance general de la Compañía como un activo o como un pasivo y sea medido al valor justo. SFAS 133 requiere que los cambios en el valor justo de los derivados se reconozcan en el estado de resultados a menos que se cumplan criterios contables específicos del hedging; y los determinados por la Compañía. Para los derivados contabilizados como hedging, los ajustes al valor justo se contabilizan en el estado de resultados o en “Otras utilidades integrales acumuladas”, un componente del patrimonio neto, dependiendo del tipo de hedge contable y el grado de efectividad de la operación de hedging. La Compañía usa instrumentos financieros derivados, no denominados como contabilización de hedge, para reducir el riesgo de oscilaciones de precios desfavorables para las compras de petróleo crudo. Estos instrumentos son valuados a valor de mercado con las ganancias o pérdidas relacionadas reconocidas como “Ingresos financieros” o “Gastos financieros”. La Compañía puede también usar derivados no denominados como hedge para reducir el riesgo de oscilaciones desfavorables en el tipo de cambio en su financiación denominada en moneda extranjera. Las ganancias y pérdidas a partir de los cambios en el valor justo de estos contratos son reconocidas como “Ingresos financieros” o “Gastos financieros”. La Compañía también puede usar derivados de hedge para proteger el cambio de las tasas de interés en diferentes monedas. Estos derivados de hedge utilizados así como el riesgo protegido por el hedge se contabilizan en un modelo de flujo de efectivo. Con base en este modelo, las ganancias y pérdidas asociadas al instrumento derivado son diferidas y registradas en “Otras Utilidades Integrales Acumuladas” hasta el momento en que la transacción de hedging impacte los resultados, considerando la excepción de cualquier hedge inefectivo, que se registran directamente en los estados de resultado consolidados. F-24 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (m) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente · Pronunciamiento No. 141 de FASB (revisado en 2007), Combinaciones de Negocios (“SFAS 141-R”) En diciembre de 2007, FASB emitió el SFAS 141-R, que entrará en vigor para transacciones de combinaciones de negocios que tengan fecha de adquisición el 1º de enero de 2009 o a partir de esta fecha. Esta norma exige que la entidad adquiriente en una combinación de negocios reconozca por sus valores justos correspondientes los activos adquiridos, las obligaciones asumidas y cualquier participación no controlante en la adquirida en la fecha de adquisición. SFAS 141-R cambia el tratamiento contable para los ítems siguientes: costos relacionados a la adquisición y costos de reestructuración se llevarán a la cuenta de pérdidas y utilidades en el momento de su realización; investigación y desarrollo en curso se registrarán por su valor justo en la fecha de adquisición como un activo intangible de duración indefinida; los cambios en las provisiones sobre la evaluación de activos de impuestos diferidos y las incertezas sobre impuesto sobre la renta después de la adquisición se reconocerán por lo general en gastos de impuesto sobre la renta; obligaciones contingentes adquiridas se registrarán a su valor justo en la fecha de adquisición y a continuación se medirán tanto al valor máximo de ese monto o al valor determinado de acuerdo con las normas existentes para contingencias noadquiridas. SFAS 141-R también incluye un número significativo de nuevas exigencias sobre divulgaciones. El impacto de la aplicación de SFAS 141-R en los estados contables consolidados dependrá de las combinaciones de negocios que surjan durante 2009 y en años posteriores. · Pronunciamiento FASB No. 160, Participaciones No-Controlantes en los Estados Contables Consolidados, una enmienda de ARB No. 51 (“SFAS 160”) En el mes de diciembre de 2007, FASB emitió el SFAS 160, que determina nuevos estándares de registros contables y de presentación de informes para la participación no-controlante en una subsidiaria y para la desconsolidación de una subsidiaria. SFAS 160 exige el reconocimiento de participación no-controlante (participación minoritaria) como patrimonio en los estados contables consolidados y en separado del patrimonio de la controlante. El valor de utilidades netas atribuibles a la participación no-controlante se incluirá en las utilidades netas consolidadas en el estado de resultados. Algunos cambios en la participación de la matriz se registrarán contablemente como transacciones de capital y cuando una subsidiaria se desconsolide, cualesquier participaciones no-controlantes en la ex-subsidiaria se medirán en principio por su valor justo. SFAS 160 también incluye mayores exigencias de divulgación en relación a las participaciones de la matriz y su participación no-controlante y está en vigor para los ejercicios fiscales y para períodos intermediarios dentro de esos ejercicios fiscales, con fecha de inicio el 15 de diciembre de 2008 o fechas posteriores. Las presentaciones del estado de resultados y del balance general de la Compañía cambiarán con la aplicación de SFAS 160, debido a la reclasificación de la participación de minoritarios. F-25 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (m) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente (Continuación) · EITF No. 08-6, Consideraciones Contables sobre le Método de la Equivalencia Patrimonial (“EITF No. 08-6”) En noviembre de 2008, FASB llegó a un consenso sobre la Cuestión No. 08-6, del Grupo de Trabajo de Asuntos Emergentes “Consideraciones sobre la Contabilización de Inversiones por el Método de la Equivalencia Patrimonial” (“EITF 08-6”), que foi emitida para aclarar como la aplicación de la contabilización por el método de la equivalencia patrimonial sería afectada por el SFAS No. 141(R) and SFAS 160. El EITF 08-6, entre otros requisitos, determina que un inversor por el método de la equivalencia patrimonial será responsable por una emisión de acciones de la empresa en la que tiene participación como si el inversor hubiera vendido una participación proporcional de su inversión. Cualquier ganancia o pérdida para el inversor, resultante de una emisión de acciones de la empresa en la que tiene participación se reconocerá en las utilidades. Esta emisión entra en vigor a partir del 1º. de enero de 2009 y se aplicará prospectivamente. · FASB Staff Position (FSP) No. 132(R)-1, Divulgaciones de los Empleadores sobre Activos del Plan de Beneficios de Post-Jubilación (“(FSP) No. 132(R)-1”) En diciembre de 2008, FASB emitió el (FSP) No. 132(R)-1, que enmienda el SFAS 132(R) para proporcionar asistencia sobre las divulgaciones de los empleadores sobre los activos de un plan de pensión de beneficio definido u otros planes post-jubilación. Este FSP requiere informaciones sobre: (a) Políticas de Inversión y Estrategias; (b) Categorías de los Activos del Plan; (c) Mediciones a Valor Justo de los Activos del Plan y (d) Concentraciones Significativas de Riesgo. Este FSP entra en vigor para los estados contables anuales a partir de 2009; los estados contables consolidados de la Compañía se verán afectados solamente por las divulgaciones adicionales. F-26 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (n) Pronunciamientos de contabilidad adoptados recientemente · Pronunciamiento No. 157 de FASB, Mediciones de Valor Justo (“SFAS 157”) A partir del 1o. de enero de 2008, la Compañía adoptó el SFAS 157, que fue enmendado en febrero de 2008 por FASB Staff Position (FSP) SFAS No. 157-1, “Aplicación de SFAS 157 a SFAS 13 y sus Pronunciamientos Contables Interpretativos Relacionados que tratan sobre Transacciones de Arrendamiento”, y por FSP SFAS 157-2, Fecha de entrada en vigor de SFAS 157, que aplazó la aplicación por parte de la Compañía de SFAS 157 para activos y pasivos no financieros no recurrentes hasta el 1° de enero de 2009. SFAS 157 sufrió otra enmienda en octubre de 2008 por medio del FSP SFAS 157-3, “Determinación del Valor Justo de un Activo Financiero cuando el Mercado para el Referido Activo no está Activo”, que aclara la aplicación del SFAS 157 para los activos que participan en mercados inactivos. SFAS 157 define el valor justo, establece un marco para la medición del valor justo y expande las divulgaciones sobre las mensuraciones del valor justo, sin embargo no exige ningún tipo de nueva medición de valor justo pero se aplicará a activos y pasivos que tengan exigencia de ser contabilizados por el valor justo de acuerdo con otros estándares contables. La implantación del SFAS 157 no tuvo ningún impacto significativo en los estados contables consolidados de la Compañía a no ser las divulgaciones adicionales que se han incorporado en la Nota 21 de estos estados contables. · Pronunciamiento Nº 159 de FASB, La Opción de Valor Justo para Activos y Pasivos Financieros (“SFAS 159”) En febrero de 2007, FASB emitió SFAS 159, que permite la medición de determinados instrumentos financieros al valor justo. Las entidades pueden optar por medir los ítems elegibles al valor justo en fechas de elección determinadas, informando las pérdidas y ganancias no realizadas sobre tales ítems en cada ejercicio siguiente. La Compañía adoptó este Pronunciamiento a partir del 1o de enero de 2008, pero no realizó una elección de valor justo en ese momento ni durante el período restante de 2008 para ninguno de los instrumentos financieros que todavía no se habían registrado por el valor justo de acuerdo con otros estándares contables. Por lo tanto, la adopción de SFAS 159 no causó un impacto significativo sobre los estados contables consolidados de la Compañía. F-27 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (n) Pronunciamientos de contabilidad adoptados recientemente (Continuación) · FASB FSP SFAS 140-4 y FIN 46(R)-8, Divulgaciones sobre Transferencias de Activos Financieros y Participación en Sociedades de Propósito Específico (Variable Interest Entities – SPEs) (“SFAS 140-4 y FIN46(R)-8”) En diciembre de 2008, FASB emitió FSP SFAS 140-4 y FIN 46(R)-8, “Divulgaciones sobre Transferencias de Activos Financieros y Participación en Sociedades de Propósito Específico.” Este FSP requiere informaciones adicionales sobre el envolvimiento de una sociedad con una sociedad de propósito específico (“SPE”) y determinadas transferencias de activos financieros a sociedades de propósito específico y SPEs. Este FSP requiere la metodología para determinar si la Compañía es la principal beneficiaria de una SPE, caso haya proporcionado apoyo financiero o de algún otro tipo que la Compañía no es obligada contractualmente a proporcionar y otras informaciones cualitativas y cuantitativas. La Compañía no tiene ninguna transferencia de activos financieros dentro del alcance de este FSP. Este FSP entró en vigor el 31 de diciembre de 2008 y las informaciones adicionales relacionadas a las SPEs se han incorporado en la Nota 14. · Pronunciamiento No. 161 de FASB, Divulgaciones sobre Instrumentos Derivados y Actividades de Hedging - enmienda al FASB No. 133 (“SFAS 161”) En marzo de 2008, FASB emitió el SFAS 161, que aumenta las exigencias de información del Pronunciamiento FASB No. 133, “Contabilización de Instrumentos Derivados y Actividades de Hedging” (“SFAS 133”) e interpretaciones relacionadas. Este pronunciamento exige mejores informaciones sobre (a) cómo y por qué una sociedad usa instrumentos derivados, (b) cómo los instrumentos derivados y los ítems protegidos por hedge relacionados se contabilizan de acuerdo con SFAS 133 y sus interpretaciones relacionadas, y (c) cómo los instrumentos derivados y los ítems protegidos por hedge relacionados afectan la posición financiera, el desempeño financiero y los flujos de efectivo de una sociedad. Este pronunciamiento está en vigor para los estados contables parciales y anuales ya a partir del primer trimestre de 2009. La Compañía adoptó precozmente el SFAS 161, y su implantación no ha causado un impacto significativo sobre los estados contables consolidados de la Compañía a no ser las informaciones adicionales que se han incorporado en la Nota 20. F-28 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 3. Impuestos sobre la Renta Los impuestos sobre la renta en Brasil consisten en el impuesto federal a la renta y contribución social, que es un impuesto federal adicional a la renta. Las tasas impositivas estipuladas estatutariamente han sido 25% y 9%, respectivamente, para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006. En esencia todos los ingresos tributables de la Compañía se generan en Brasil y, por consiguiente, están sujetos al tipo impositivo estatutario brasileño. La siguiente tabla reconcilia el impuesto calculado sobre la base de los tipos impositivos estatutarios brasileños de 34% con el gasto referente al impuesto a la renta registrado en estes estados contables consolidados. Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Utilidad del ejercicio antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios: Brasil Internacional 27.597 19.536 18.590 (605) (237) 571 26.992 19.299 Gastos por impuestos sobre la renta a tasas estatutarias- (34%) Ajustes para la determinación de la tasa impositiva efectiva: Beneficios de asistencia médica y de post-jubilación no deducibles Cambio en la provisión de evaluación Utilidades en el exterior sujetas a diferentes tasas de impuestos Incentivo fiscal (1) Beneficio fiscal de los intereses sobre el capital propio (ver Nota 17 (b)) Impairment sobre Reputación Mercantil (ver Nota 18(a)) Otros Gastos por impuesto sobre la renta por estado de resultados consolidados (9.177) 19.161 (6.562) (6.515) (254) (1.004) (315) (575) (277) 74 25 219 (199) 712 (147) 138 995 (76) 13 998 53 994 42 (9.259) (5.888) (5.691) (1) El 10 de mayo de 2007, la Secretaría de Hacienda Federal de Brasil reconoció el derecho de Petrobrás de desgravar algunos incentivos fiscales del impuesto sobre la renta a pagar, cubriendo los ejercícios fiscales de 2006 hasta 2015. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, Petrobrás reconoció un beneficio fiscal por un monto de US$219 (US$712 al 31 de diciembre de 2007) básicamente relacionado a estos incentivos en el Nordeste, en la región cubierta por la Agencia de Desarrollo del Nordeste (ADENE), asegurando un 75% de reducción en el impuesto sobre la renta a pagar, calculado sobre las ganancias de la explotación de las actividades incentivadas y esas se han contabilizado por el método de flow through. F-29 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 3. Impuestos sobre la renta (Continuación) La tabla a continuación muestra la división entre el beneficio (gasto) de impuesto sobre la renta nacional e internacional atribuible a los ingresos de las operaciones continuas: Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Brasil: Corriente Diferido Internacional: Corriente Diferido Gastos de Impuesto sobre la Renta (6.583) (2.463) (4.473) (991) (4.758) (679) (9.046) (5.464) (5.437) (321) 108 (353) (71) (253) (1) (213) (9.259) (424) (5.888) (254) (5.691) Todos los activos y pasivos fiscales diferidos registrados se relacionan principalmente a Brasil y no hay activos y pasivos fiscales diferidos significativos de localidades internacionales. No existe compensación de impuestos diferidos entre jurisdicciones. F-30 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 3. Impuestos sobre la Renta (Continuación) Los principales componentes de las cuentas de impuesto sobre la renta diferidos en el balance general consolidado se presentan a continuación: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Activos corrientes Provisión de evaluación Pasivos corrientes 505 (5) (8) 498 (7) Activos fiscales diferidos corrientes, netos 492 491 Activos no corrientes Beneficios post-jubilación a los empleados, netos de ajustes de reservas de beneficios post-jubilación cumulativos Quebrantos impositivos a compensar Otras diferencias temporarias Provisión de evaluación 116 1.944 742 (1.609) 2.065 628 601 (667) 1.193 2.627 (5.251) (1.197) (1.226) (476) (5.810) (1.494) (110) (8.150) (7.414) (6.957) (4.787) Activos fiscales diferidos no corrientes 123 15 Pasivos fiscales diferidos no corrientes (7.080) (4.802) Pasivos fiscales diferidos netos (6.465) (4.296) Pasivos no corrientes Costos de exploración y desarrollo capitalizados Bienes de uso Variación cambiaria Otras diferencias temporales, individualmente no significantes Pasivos fiscales diferidos no corrientes netos F-31 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 3. Impuestos sobre la Renta (Continuación) La Compañía tiene quebrantos impositivos a transportar nacionales acumulados que ascienden a US$1.440 al 31 de diciembre de 2008, disponibles para compensar futuras utilidades imponibles, limitados al 30% de las utilidades imponibles en cualquier ejercicio individual. Esos quebrantos impositivos a transportar pueden acumularse indefinidamente en Brasil. La Administración cree que hay más probabilidades a favor que contra que esos beneficios impositivos se realicen hasta diez años. La Compañía tiene quebrantos impositivos a transportar internacionales acumulados que ascienden a US$4.427 al 31 de diciembre de 2008. Los quebrantos impositivos a transportar existen en muchas jurisdicciones internacionales. Aunque algunos de esos transportes contables de pérdidas fiscales no tienen fecha de expiración, otros expiran en diversas fechas de 2009 a 2028. La provisión de evaluación se ha determinado para determinados quebrantos impositivos a transportar que reduce el impuesto diferido a un monto cuya probabilidad de ser realizado es mayor que la de no serlo. Anualmente la Administración de evalúa la capacidad de realización de los activos fiscales diferidos tomando en consideración, entre otros elementos, el nivel histórico de ingresos imponibles, las utilidades imponibles proyectadas para el futuro, las estrategias de planificación de impuestos, las fechas de expiración de los quebrantos impositivos a transportar y la reversión programada de las diferencias temporales existentes. El monto de los activos impositivos diferidos considerados realizables puede sin embargo, verse reducido caso se reduzcan las estimativas de futuras utilidades imponibles. El cuadro siguiente presenta el cambio neto en la provisión de evaluación para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006: Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Saldo al 1 de enero Adiciones Reducciones asignadas a gastos del impuesto sobre la renta Reducciones asignadas a la reputación mercantil (goodwill) Reducciones debidas a expiración Ajustes de conversión acumulados (667) (1.071) 67 57 (453) (587) 12 168 209 (16) (524) (27) 101 (3) Saldo al 31 de diciembre (1.614) (667) (453) Provisión de evaluación corriente Provisión de evaluación no corriente (5) (1.609) (667) (453) Las adiciones de la provisión de evaluación de US$1.071 en 2008 y US$587 en 2007 se relacionan principalmente a los quebrantos impositivos a transportar de las operaciones en el exterior y de las centrales termoeléctricas nacionales para las cuales no se espera realizar ningún beneficio fiscal en los próximos años. F-32 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 3. Impuestos sobre la Renta (Continuación) La reducción en la provisión de evaluación en 2007 se debe principalmente a PEPSA, en donde un beneficio fiscal de US$168 fue asignado para reducir la reputación mercantil para el activo diferido que no se había reconocido previamente en la fecha de adquisición. La mayor parte del monto restante se relaciona a la reducción tanto en el activo impositivo diferido bruto como en la provisión de evaluación relacionada debido a la expiración de los quebrantos impositivos a transportar no utilizados en PEPSA. El reconocimiento subsiguiente de beneficios impositivos relacionados a la provisión de evaluación para beneficios fiscales diferidos al 31 de diciembre de 2008 se registrarán en el estado de resultados consolidado. La Compañía no ha reconocido una obligación fiscal diferida de aproximadamente US$199 por las utilidades no distribuidas de sus operaciones extranjeras obtenidas en 2008 y años anteriores puesto que la Compañía considera reinvertir indefinidamente esas utilidades (US$ 117 en 2007). Se reconocerá un pasivo fiscal diferido cuando la Compañía deje de demonstrar que tiene planes de reinvertir indefinidamente las utilidades no distribuidas. Al 31 de diciembre de 2008, las utilidades no distribuidas de esas subsidiarias eran de aproximadamente US$1.329 (US$779 al 31 de diciembre de 2007). Al 1° de enero de 2007 y 2008 y para los ejercicios concluidos el 31 de diciembre de 2007 y 2008, la Compañía no tiene beneficios fiscales no reconocidos relativos a posiciones impositivas inciertas y provisión para multas e interés. Además, la compañía no espera que el monto de los beneficios fiscales no reconocido aumente significativamente en los próximos doce meses. La Compañía y sus subsidiarias presentan sus declaraciones de impuesto sobre la renta en la jurisdicción brasileña y en muchas jurisdicciones extranjeras. Las declaraciones del impuesto sobre la renta en Argentina y Brasil están abiertas a la fiscalización por parte de las correspondientes autoridades impositivas para los años comenzando en 2002. 4. Efectivo y Equivalentes de Efectivo Al 31 de diciembre de 2008 2007 Efectivo Inversiones - en reales brasileños (1) Inversiones - en dólares estadounidenses (2) 1.075 2.813 2.611 1.241 2.279 3.467 6.499 6.987 (1) Incluye principalmente bonos públicos federales con liquidez inmediata y los títulos están vinculados a la cotización del dólar estadounidense o a la remuneración de los Depósitos Interbancarios - DI. (2) Incluye principalmente Depósitos a Plazo y títulos de renta fija. F-33 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 5. Títulos y Valores Mobiliarios Al 31 de diciembre de 2008 2007 Clasificación de títulos y valores mobiliarios: Disponibles para venta Títulos para negociación Mantenidos hasta el vencimiento 1.608 57 197 2.036 127 248 1.862 2.411 Menos: Monto corriente de títulos y valores mobiliarios (124) (267) Monto a largo plazo de títulos y valores mobiliarios 1.738 2.144 Los títulos y valores mobiliarios comprenden básicamente los montos que la Compañía ha invertido en un fondo exclusivo, sin contar los propios títulos de la Compañía, que se consideran recomprados. El fondo exclusivo está consolidado, y los títulos de deuda y patrimoniales dentro de la cartera están clasificados como títulos para negociación y títulos disponibles para venta de acuerdo con SFAS 115 basado en el propósito de la administración. Los títulos para negociación son, principalmente bonos brasileños, que son comprados y vendidos frecuentemente para generar ganancias a corto plazo con los cambios de precio de mercado. Los títulos disponibles para venta son, principalmente, acuerdos de NCL (Credit Liquid Note) y algunos otros bonos para los cuales la Compañía actualmente no espera negociar activamente. Los títulos para negociación se presentan como activos corrientes, según se espera que sean usados en un plazo cercano de acuerdo con los requisitos de captación de efectivo. Los títulos disponibles para la venta se presentan como “Activos no corrientes”, ya que no se espera que ellos sean vendidos o liquidados en los próximos doce meses. Al 31 de diciembre de 2008, Petrobras tenía un saldo de US$1.608 (US$1.907 en 2007) vinculado a Notas del Tesoro Nacional Serie B, que se han registrado contablemente como títulos disponibles para venta de acuerdo con el SFAS 115. El 23 de octubre de 2008, las Notas del Tesoro Nacional Serie B fueron utilizadas como garantía después de la confirmación de los acuerdos realizados con Petros, plan de pensión de Petrobras (Ver Nota 16 (b)). El valor nominal de las NTN-Bs ha sido reajustado con base en las variaciones del Índice de Precios al Consumidor Ampliado (IPCA). Las fechas de vencimiento de esas notas son 2024 y 2035 y los cupones de interés se pagarán em intervalos semestrales al 6 % a.a. Al 31 de diciembre de 2008, los saldos de las Notas del Tesoro Nacional Serie B(NTN-B) se actualizaron de acuerdo con su valor de mercado, con base en el precio promedio publicado por la Asociación Nacional de Instituciones del Mercado Abierto (ANDIMA). F-34 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 6. Cuentas a Cobrar, Netas Las cuentas a cobrar, netas, tienen la siguiente composición: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Cuentas a cobrar Menos: provisión para cuentas incobrables 8.727 (1.191) 9.295 (1.290) 7.536 8.005 Menos: Cuentas a cobrar no corrientes, netas (923) (1.467) Cuentas a cobrar corrientes, netas 6.613 6.538 2008 Al 31 de diciembre de 2007 2006 Provisión para cuentas incobrables Saldo al 1o de enero Adiciones Bajas Ajustes acumulados de conversión (1.290) (84) 16 167 (1.120) (215) 160 (115) (1.063) (78) 60 (39) Saldo al 31 de diciembre (1.191) (1.290) (1.120) Provisión para cuentas a cobrar corrientes (638) (746) (584) Provisión para cuentas a cobrar no corrientes (553) (544) (536) Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, las cuentas a cobrar no corrientes incluyeron US$624 y US$616, respectivamente, con relación a los pagos efectuados por la Compañía a los proveedores y subcontratistas en nombre de ciertos contratistas. Estos contratistas habían sido contratados por la subsidiaria Brasoil para la construcción/transformación de buques en FPSO (“Floating Producción, Storage and Offloading”) (Producción Flotante, Almacenamiento y Descarga) y FSO (“Floating, Storage and Offloading”) (Fluctuación, Almacenamiento y Descarga) y dejaron de efectuar los pagos a sus proveedores y subcontratistas. La Compañía efectuó los pagos para evitar más demoras en la construcción/transformación de los buques y las consiguientes pérdidas a Brasoil. La administración de la Compañía ha determinado que estos pagos pueden ser reembolsados, ya que representan derechos de Brasoil con respecto a los contratistas, razón por la cual se entabló una acción judicial ante los tribunales internacionales con el objetivo de lograr el reembolso. Sin embargo, debido a las incertidumbres relativas a la realización de tales cuentas a cobrar, la Compañía registró una provisión para todos los créditos que no están respaldados por garantía. Tal provisión asciende a US$553 y US$544 al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente. F-35 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 7. Bienes de Cambio Al 31 de diciembre de 2008 2007 Productos Derivados de petróleo Alcohol combustible Materias primas, principalmente petróleo crudo Materiales y suministros Otros Bienes de cambio corrientes Bienes de cambio no corrientes 2.770 256 2.493 181 3.026 2.674 3.301 1.578 134 4.818 1.681 110 8.039 9.283 7.990 9.231 49 52 Los bienes de cambio se contabilizan al costo y al precio del mercado, cuál sea más pequeño. Debido a los recientes reducciones en los precios del petróleo en el mercado internacional, la Compañía reconoció una pérdida de US$545 para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008, que se clasificó como otros gastos operativos en el estado de resultados consolidado. La Compañía adoptó el valor realizable para el propósito de impairment de bienes de cambio. F-36 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 8. Impuestos a Recuperar Los impuestos a recuperar estaban compuestos de la siguiente forma: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Local: Impuesto al valor agregado doméstico sobre las ventas (ICMS) (1) PASEP/COFINS (2) Impuesto a la renta y contribución social Impuesto al valor agregado extranjero (IVA) Otros impuestos recuperables Menos: impuestos recuperables no corrientes Impuestos recuperables corrientes 1.924 2.622 1.176 113 541 2.173 2.772 527 243 250 6.376 5.965 (3.095) (2.477) 3.281 3.488 (1) El impuesto al valor agregado doméstico sobre las ventas (ICMS) es formado por créditos generados por operaciones comerciales y por la adquisición de bienes de uso y puede ser contrarrestado con impuestos de la misma naturaleza. (2) Compuesto de créditos resultantes de recaudaciones no cumulativas de PASEP y COFINS que pueden compensarse con otros impuestos federales a pagar. Los valores recuperables del impuesto sobre la renta y la contribución social se utilizarán para compensar futuros pasivos de impuesto sobre la renta. Petrobras planea recuperar estos impuestos integramente y, por lo tanto, no se ha considerado contabilizar ninguna provisión al respecto. F-37 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 9. Bienes de Uso, Netos Bienes de uso, a su costo, se resumen a continuación: Al 31 de diciembre de 2008 Depreciación acumulada Costo Edificios y mejoras Activos de petróleo y gas Equipos y otros activos Arrendamiento de capital - plataformas y buques Derechos y concesiones Terrenos Materiales Proyectos de expansión: Construcción e instalaciones en curso: Exploración y producción Abastecimiento Gas y energía Distribución Internacional Corporativo 4.060 35.407 45.742 2.752 2.439 441 2.219 Neto (1.310) (12.682) (21.230) (2.073) (655) - 10.653 11.973 4.908 185 1.346 544 - 122.669 (37.950) F-38 2007 Depreciación acumulada Costo 2.750 22.725 24.512 679 1.784 441 2.219 3.492 37.224 44.706 2.199 2.655 390 2.015 10.653 11.973 4.908 185 1.346 544 13.558 9.371 6.023 291 1.144 150 84.719 123.218 Neto (1.151) (14.357) (21.809) (1.000) (619) - (38.936) 2.341 22.867 22.897 1.199 2.036 390 2.015 13.558 9.371 6.023 291 1.144 150 84.282 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 9. Bienes de Uso, Netos (Continuación) (a) SFAS No. 143 – Contabilización de obligaciones por abandono de activos A partir del 1º de enero de 2003, Petrobras adoptó SFAS No. 143 - Accounting for Asset Retirement Obligations (Contabilización de obligaciones por abandono de activos) (“SFAS 143”). Bajo el SFAS 143, el valor justo de las obligaciones por abandono de activos se contabiliza como pasivo en una base descontada cuando se realizan, lo que es, por lo general, en el momento en que se instalan los activos relacionados. Los montos contabilizados para los activos relacionados se aumentarán por el valor de esas obligaciones y se depreciarán durante el transcurso de la vida útil de tales activos. En el transcurso del tiempo, los valores reconocidos como pasivos serán valorizados por el cambio en su valor presente hasta que los activos relacionados sean desactivados o vendidos. La medición de obligaciones de abandono de activos está basada en leyes y regulaciones actuales, tecnología existente y costos específicos de local. No hay activos con restricciones legales para uso para la liquidación de obligaciones de abandono de activos. El resumen de la evolución anual de la provisión para gastos de abandono de activos se presenta a continuación: Pasivos Saldo al 31 de diciembre de 2006 1.473 Gastos relativos a intereses Obligaciones incurridas Obligaciones liquidadas Revisión de la provisión Ajuste acumulado de conversión 147 1.836 (29) (401) 436 Saldo al 31 de diciembre de 2007 3.462 Gastos relativos a intereses Obligaciones incurridas Obligaciones liquidadas Revisión de la provisión Ajuste acumulado de conversión 153 687 (23) (640) (814) Saldo al 31 de diciembre de 2008 2.825 F-39 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 9. Bienes de Uso, Netos (Continuación) (b) Pérdida de valor en la recuperación de activos (“Impairment”) Durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, la Compañía registró gastos relativos a pérdida de valor en la recuperación de activos (impairment) de US$519, US$271 y US$21, respectivamente. Durante 2008, la pérdida de valor de activos estuvo principalmente relacionada a impairment de reputación mercantil de la subsidiaria indirecta de Petrobras en Estados Unidos, Pasadena Refining System (US$223) y propiedades de producción en Brasil (US$171) y los principales montos se relacionaron al campo Guajá de Petrobras. Durante 2007, la pérdida de valor de activos estuvo principalmente relacionada a inversiones internacionales (US$226): en Ecuador (US$174), debido a los cambios jurídicos e impositivos implantados por el gobierno de ese país, anteriormente mencionados (ver Nota 9(b)); en Estados Unidos (US$39); y en Angola (US$13). Durante 2006, la pérdida de valor de activos estuvo principalmente relacionada a propiedades productivas en Brasil y lo principales montos se relacionaran a el campo terrestre Córrego de Pedras, da Petrobras. 10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones Petrobras realiza parte de sus negocios a través de inversiones en compañías contabilizadas utilizando el método de equivalencia patrimonial proporcional y el método del costo. Estas compañías no consolidadas se ocupan básicamente de los productos petroquímicos y negocios de transporte de productos. Total de participación Método de la equivalencia patrimonial proporcional Inversiones disponibles para la venta Inversiones al costo Total 20 % - 50% (1) 8% - 17% Inversiones 2008 2007 2.517 109 572 3.198 4.373(2) 400 339 5.112 (1) Conforme a lo descrito en esta Nota, determinadas centrales termoeléctricas en las que la tenencia de la Compañía es del 10% al 50% también se contabilizan como participaciones patrimoniales debido a particularidades de influencia significativa. (2) Conforme se describe en las Notas 10(d) y 10(e) también se incluye inversiones en el Grupo Ipiranga por un monto de US$1.175 y en Suzano Petroquímica, por un monto de US$1.177. F-40 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Otras Inversiones (Continuación) Al 31 de diciembre de 2007, la Compañía tenía inversiones en compañías con acciones cotizadas en bolsa: Braskem S.A., Petroquímica União S.A. - PQU. Estas inversiones ascienden a menos del 20% del total de las acciones con derecho a voto de la compañía objeto de la inversión, se clasifican como disponibles a la venta y fueron asentadas a valores de mercado. La compañía ha contabilizado ganancias no realizadas por la diferencia entre el valor justo y el costo de la inversión como un componente del capital accionario, neto de impuestos. Durante 2008 estas tenencias societarias cambiaron de acuerdo con el “Acuerdo de Inversión en Braskem” (ver nota 10-(d.1)), y con el “Acuerdo de Inversión con Unipar” (ver nota 10-(e.1)) y la Compañía realizó su ganancia con cambios en el saldo no realizado, registrado como un componente de la utilidad integral. Al 31 de diciembre de 2008, Petroquímica União S.A. – PQU, Braskem S.A., y Quattor Companhia Petroquímica continuaban teniendo acciones cotizadas en la bolsa. De acuerdo con el “Acuerdo de Inversión con Unipar”, Quattor Companhia Petroquímica tenía una tenencia accionaria del 90,8% en Petroquímica União S.A. – PQU. Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía tenencias accionarias del 31,9% y del 23,8% con saldo de US$550 y US$428 en Braskem S.A. y Quattor Companhia Petroquímica, respectivamente, que se contabilizaron de acuerdo con el método de la equivalencia patrimonial. La Compañía no actualizó las finanzas del período anterior para el aumento de participación en Braskem que pasaron a ser inversiones por el método de la equivalencia patrimonial puesto que son inmateriales. La Compañía posee también participaciones en compañías con el propósito de desarrollar, construir, operar, dar mantenimiento y explorar plantas termoeléctricas contempladas en el Programa de Energía Termoeléctrica de Prioridad del gobierno federal, con participaciones societarias entre el 10% y el 50%. El saldo de estas inversiones al 31 de diciembre de 2008 y 2007 incluye US$80 y US$95 respectivamente, y están incluidas como inversiones por el método de la equivalencia patrimonial proporcional debido a que la Compañía puede influenciar significativamente dichas operaciones. F-41 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (a) Ley de Hidrocarburos en Bolivia A partir del 1º de mayo de 2006, entró en vigor en Bolivia el Decreto Supremo 28.701, a través del cual se nacionalizaron todos los recursos naturales de hidrocarburos, obligando a las Compañías que realizaban actividades de producción de gas y petróleo a entregar en propiedad toda la producción de hidrocarburos a YPFB. Adicionalmente, mediante el mencionado decreto, el estado Boliviano nacionalizó las acciones necesarias para que YPFB controle, como mínimo, al 50%, más una acción, de Petrobras Bolivia Refinación S.A. - PBR, en la cual Petrobras tenía indirectamente una tenencia accionaria del 100% (Petrobras Bolivia Inversiones y Servicios S.A. - 51% y Petrobras Energía Internacional S.A. – 49%). El 25 de junio de 2007, se firmó el contrato de compra de las acciones de PBR, con la transferencia total de las acciones para YPFB por el monto de US$112. La ganancia de capital devengada por Petrobras en la venta de las acciones de PBR se encuentra registrada en el grupo “Otros gastos, netos” por un monto de US$37 al 31 de diciembre de 2007. (b) Nueva Ley de Hicrocarburos en Ecuador El 18 de octubre de 2007, se realizó una enmienda en la Ley de Hidrocarburos, elevando la participación del Estado sobre los excedentes extraordinarios en el precio de petróleo para el 99%, reduciendo la participación de las compañías de petróleo para el 1%. El 28 de diciembre, la Asamblea Constituyente de Ecuador aprobó la Ley de Equidad Tributaria que impone una profunda reforma tributaria con la creación de nuevos impuestos a partir del 1º de enero de 2008. El conjunto de cambios causados por la enmienda anteriormente mencionada alteró los términos establecidos por las partes en relación a la aprobación de los respectivos contratos de participación, afectando las proyecciones de desarrollo de las operaciones corrientes en Ecuador y la capacidad de recuperación de las inversiones realizadas. Por lo tanto, al 31 de diciembre de 2007, se reconoció una pérdida de valor en la recuperación de activos (impairment) por un monto de US$174 con base en los flujos de efectivo futuros derivados de de la continua utilización de los activos para poder ajustar el valor contable de los activos a su valor de recuperación estimado. El 31 de diciembre de 2008, Petrobras Energía Ecuador, subsidiária de Petrobras Energia S.A. (PESA), firmó acuerdo con el gobierno de Ecuador para la devolución de la concesión del bloque de exploración 31, en el que implicó el reconocimiento de pérdida por un monto equivalente a US$77. F-42 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (c) Inversiones en Venezuela En marzo de 2006, PESA, por medio de sus controladas y coligadas en Venezuela, firmó con PDVSA y la Corporación Venezolana del Petróleo S.A. (CVP), Memorandos de Entendimiento (MDE) con el objetivo de hacer realidad la migración de los convenios operativos para la modalidad de empresas mixtas, confome determinación legal. Los MDE establecían que la tenencia de los socios privados en las empresas mixtas es del 40%, correspondiendo al gobierno venezolano una participación del 60%. De acuerdo con la estructura societaria y de gobierno corporativo definida para las empresas de capital mixto, a partir del 1º de abril de 2006, PESA dejó de registrar los activos, pasivos y resultados referentes a las mencionadas operaciones en los estados consolidados, presentándolos como inversiones societarias evaluadas por equivalencia patrimonial. La recuperación de estas inversiones se relaciona fuertemente a la volatilidad de los precios del petróleo, a las condiciones económicas, sociales y regulatorias en Venezuela y, en particular, a los intereses de sus accionistas en lo que se refiere al desarrollo de las reservas de petróleo. Consecuentemente, para ajustar el valor contable de la inversión a su valor recuperable estimado, se reconoció una provisión para pérdida sobre inversiones por un monto de US$23 in 2008 (US$61 en 2007). (d) Desarrollos corrientes de Ipiranga y reestructuración de las compañías petroquímicas con Braskem El 18 de abril de 2007, Ultrapar (el “Comisionario”), con la intervención de Braskem S.A. y Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (a través de un acuerdo de comisión) como partes mediadoras, adquirió el control de las compañías del grupo Ipiranga por el valor de US$2.694 (R$5.486 millones). El 27 de febrero de 2008, en cumplimiento del Acuerdo de Inversión firmado el 18 de marzo de 2007, Ultrapar transfirió una tenencia del 40% de las acciones que forman el capital accionario de Ipiranga Química S.A. a Petrobras, que desembolsó US$552. El precio de compra de los activos petroquímicos se ha determinado en US$154, neto de impuestos para bienes de uso y de US$194 para reputación mercantil y el monto restante de US$204 se refiere a los activos netos adquiridos. El 14 de mayo de 2008, Ultrapar realizó la transferencia de los activos de distribución de combustible y lubricantes en el Norte, Nordeste y Centro Oeste y los activos de asfalto recibidos por Petrobras por medio de una sociedad de propósito específico denominada 17 de Maio Participações S.A (“17 de Maio”). F-43 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (d) Desarrollos corrientes de Ipiranga y reestructuración de las compañías petroquímicas con Braskem (continuación) 17 de Maio es una corporación de capital cerrado y sus activos significativos son los activos de asfalto, contenidos en Ipiranga Asfaltos – IASA y los activos de distribución en poder de una compañía limitada denominada Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda. Petrobras desembolsó el monto de US$619. De este monto han sido asignados US$52, netos de impuestos para bienes de uso, US$229 para reputación mercantil y el monto restante de US$338 se refiere a los activos netos adquiridos. El 17 de diciembre de 2008, el CADE aprobó definitivamente la distribución y los activos de asfalto del Grupo Ipiranga por parte de Petrobras, condicionado a la firma y pleno cumplimiento del Término de Compromiso de Desempeño, firmado por Petrobras y por Alvo, posibilitando la gestión inmediata y directa de esos activos. A partir de este resultado favorable, Petrobras comenzó el proceso de transferencia de los activos representados por las empresas IASA y Alvo, para BR Distribuidora, en línea con la planificación inicial de la operación, cuyo objetivo era ampliar el liderazgo de la referida subsidiaria en el mercado brasileño de distribución, por medio del aumento de su parte en el mercado, con garantía de rentabilidad. d.1) Acuerdo de Inversión en Braskem El 30 de noviembre de 2007, se celebró un acuerdo de inversiones entre Braskem, Odebrecht, Petrobras, Petroquisa y Norquisa, por medio del cual se acordó la integración en Braskem de algunos activos petroquímicos en poder de Petrobras y de Petroquisa a cambio de una participación accionaria en Braskem. El 14 de mayo de 2008, se firmó el Aditivo al Acuerdo de Inversiones dividiendo la operación de canje en dos etapas. La primera etapa se concluyó el 30 de mayo de 2008 y por medio de ella Petrobras y Petroquisa transfirieron a Braskem las siguientes participaciones: (i) el 36,50% del capital total de Copesul; (ii) el 40% del capital votante y total de IPQ; (iii) el 40% del capital votante y total de IQ; (iv) el 40% del capital votante y total de Petroquímica Paulínia (PPSA), teniendo ahora, por lo tanto, una tenencia del 30% del capital votante y el 23,1% del capital total de Braskem. La transacción de canje se basó en el valor justo de la tenencia societaria canjeada. F-44 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (d) Desarrollos corrientes de Ipiranga y reestructuración de las compañías petroquímicas con Braskem (Continuación) d.1) Acuerdo de Inversión en Braskem (Continuación) La transacción fue contabilizada de acuerdo con el Pronunciamiento Nº 153 de FASB - “Canjes de Activos No-Monetarios – Una Enmienda de la Opinión No. 29 de APB”, (“SFAS 153”) y del Pronunciamiento Nº 140 de FASB – “Contabilización de Transferencias y Atención del Servicio de Activos Financieros y Extinción de Pasivos”, (“SFAS140”) con base en el valor justo de la tenencia accionaria recibida de Braskem. Como resultado de la transacción se registró una utilidad no-operativa de US$64, neta de impuestos. El 30 de mayo de 2008, Petrobras, Petroquisa, Odebrecht y Norquisa, con Braskem como intermediaria, concordaron con los términos del nuevo acuerdo de accionistas para los accionistas de Braskem. En la segunda etapa, Petrobras y Petroquisa tendrán la opción de: (i) integrar en Braskem hasta el 100% del capital votante y total de Petroquímica Triunfo (Triunfo), o (ii) aportar efectivo en Braskem por el mismo monto del valor justo del capital votante y total de Petroquímica Triunfo (Triunfo); aumentando así la participación conjunta de Petrobras y Petroquisa en el capital total de Braskem, conforme determinado en el Acuerdo de Inversiones. El 9 de julio de 2008, la transacción fue aprobada sin restricciones por el CADE. El 22 de diciembre de 2008, Braskem canceló acciones en tesorería, correspondientes a 6.251.744 acciones ordinarias registradas (ON), 10.389.665 acciones preferidas registradas classe A (PNA) y 209.248 acciones preferidas registradas classe B (PNB), pasando Petroquisa a controlar el 31,0 % del capital votante y el 23,8 % del capital social total de Braskem. F-45 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (e) Adquisición de Suzano Petroquímica S.A. El 30 de noviembre de 2007, Petrobras adquirió el 76,57% del total del capital accionario de Suzano Petroquímica S.A. (“SZPQ”), por medio de la adquisición de Pramoa Participações S.A. (Pramoa) y su controlada, Dapean Participações S.A. (Dapean), incluyendo el 99,9% del total de acciones ordinarias, por un monto de US$1.186 (US$7,49 por acción ordinaria y US$5,99 por acción preferida). El precio de compra se ha asignado en US$72, neto de impuestos para bienes de uso y US$5, neto de impuestos, para bienes de cambio y el monto restante de US$602 para reputación mercantil. Petrobras incorporó Pramoa Participações S.A. el 24 de marzo de 2008, después de obtenida la aprobación en la Asamblea General Extraordinaria celebrada en esa fecha. El 30 de abril de 2008, la Comisión de Valores Mobiliarios de Brasil - CVM aprobó el registro de la Oferta Pública (OPA) para adquisición de las acciones de SZPQ, condicionado a algunos ajustes, que fueron acatados por parte de Petrobras. El 20 de junio de 2008, se realizó la subasta de la OPA de Suzano Petroquímica en la cual Quattor Participações S.A. adquirió (i) 102.906 acciones ordinarias (el 92,7% de adhesión) por el precio de US$8,78 por acción ordinaria; y (ii) 50.147.172 acciones preferidas (el 94,6% de adhesión) por el precio de US$7,02 por acción preferida. El 30 de junio de 2008, Suzano Petroquímica S.A. alteró su denominación social para Quattor Petroquímica S.A. e.1) Acuerdo de Inversión con Unipar El 30 de noviembre de 2007, se realizó un Acuerdo de Inversiones entre Unipar y Petrobras, donde se definieron, entre otras cosas, la creación de una compañía integrada con plán para integrar en ella sus activos dedicados a la producción de resinas termoplásticas, petroquímicos básicos y actividades relacionadas. Los activos petroquímicos con que contribuyeron las Compañías del Grupo Petrobras fueron: (i) el 99,9% del capital votante y el 76,57% del capital total de Suzano Petroquímica S.A. (SZPQ), adquirida el 30 de noviembre de 2007; y (ii) el 17,48% del capital votante y el 17,44% del capital total de titularidad de Petroquisa en Petroquímica União S.A. (PQU). F-46 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 10 . Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (e) Adquisición de Suzano Petroquímica S.A. (Continuación) e.1) Acuerdo de Inversión con Unipar (Continuación) Los activos con que Unipar contribuyó fueron: (i) el 33,3% del capital votante y total de Rio Polímeros S.A. (Riopol); (ii) el 54,96% del capital votante y el 51,35% del capital total de PQU; (iii) el 99,99% del capital votante y total de Polietilenos União S.A. (PU); (iv) todos los activos, derechos y obligaciones relacionados con la operación de Unipar Divisão Química (UDQ); y (v) el monto, en efectivo, de US$ 217, correspondiente al valor del precio a pagar por: (a) el 16,67% del capital accionario total en poder de Petroquisa en Riopol; y el 15,98% de la participación de SZPQ en Riopol, por el precio cierto y ajustado de US$0,5232 por acción. El 11 de junio de 2008, Petrobras y Unipar contribuyeron con su tenencia accionaria anteriormente referida a cambio de una participación en la recién creada compañía “Quattor Participações S.A.”. Como resultado de la transacción con base en el valor justo de la tenencia accionaria canjeada, Unipar pasó a ser accionista mayoritario con el 60% del capital votante y total de Quattor y Petrobras pasó a ser el accionista minoritario con el 40% del capital votante y total de Quattor. La inversión en Quattor fue registrada de acuerdo con el SFAS 153 y el SFAS 140 con base en el valor justo de la participación accionaria obtenida. Como resultado de la operación se reconoció una utilidad no operativa de US$3, neta de impuestos. La operación fue aprobada sin restricciones el día 09 de julio de 2008 por el CADE. El 1º de agosto de 2008, Quattor concluyó la adquisición de (i) 1.670.279 acciones ordinarias y 876.216 acciones preferidas de PQU de propiedad de la Companhia Brasileira de Estireno S.A., al precio de US$9,80 por acción, y (ii) 1.489.109 acciones ordinarias y 1.314.256 acciones preferidas de PQU de propiedad de Oxiteno S.A. - Indústria e Comércio, al precio de US$11,02 por acción ordinaria y US$9,80 por acción preferida. Siendo así, Quattor pasó a controlar directa e indirectamente el 86,91% del capital votante y el 82,31% del capital total de PQU. En la misma fecha se rescindió el acuerdo de accionistas de PQU. F-47 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 10 . Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (e) Adquisición de Suzano Petroquímica S.A. (Continuación) e.1) Acuerdo de Inversión con Unipar (Continuación) El 02 de diciembre de 2008, Quattor Participações realizó la oferta pública (OPA) de PQU con el objetivo de cancelar el registro de compañía abierta de la empresa en que tiene participación En el proceso se adquirieron 6.536.039 acciones ordinarias y 11.176.718 acciones preferidas por el valor total de US$116 y, considerando que fueron atendidas las condiciones previstas por la CVM, se canceló el registro de compañía abierta de la empresa el día 16 de diciembre de 2008. El 16 de diciembre de 2008, Quattor Participações realizó la OPA de Quattor Petroquímica con el objetivo de no seguir las prácticas de gobierno corporativo nivel 2 de la Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa) en la empresa. En esta subasta se adquirieron 407 acciones ordinarias y 1.308.386 acciones preferidas por el valor total de US$5. Al día siguiente, Quattor Petroquímica dejó de seguir las prácticas de gobierno corporativo nivel 2, aunque continúa con su registro de compañía abierta con acciones cotizadas en la Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa). El 31 de diciembre de 2008, la composición accionaria de los activos controlados por Quattor Participações era de: el 75% del capital total de RioPol, el 99,3% del capital total de Quattor Petroquímica, el 99,2% del capital total de PQU, el 100% del capital total de PU, y todos sus bienes, derechos y obligaciones que se relacionan con la operación de UDQ. F-48 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 11. Cuenta de Petróleo y Alcohol – Cuentas a Cobrar del Gobierno Federal Cambios en la Cuenta de Petróleo y Alcohol A continuación se resumen las variaciones en la Cuenta de Petróleo y Alcohol para los ejercicios concluidos al 31 de diciembre 2008 y 2007: Ejercicio concluido al 31 de diciembre de 2008 2007 Saldo inicial Ingreso financiero (Nota 23) Ganancia de conversión Saldo final 450 7 (111) 346 368 6 76 450 La Cuenta Petróleo y Alcohol se originó en períodos anteriores al 31 de diciembre de 2002 a raíz de la regulación del mercado de combustibles. El Gobierno Federal certificó el saldo y asignó una parte del importe (US$53) a una cuenta de uso restringido. Para concluir la liquidación de cuentas con el Gobierno Federal, de acuerdo con lo determinado en la Medida Provisional nº. 2.181, del 24 de agosto de 2001, y después de haber proporcionado todas las informaciones exigidas por la Secretaría del Tesoro Nacional - STN, Petrobras busca liquidar todas las disputas aún existentes entre las partes. El saldo restante de la Cuenta de Petróleo y Alcohol puede pagarse de la siguiente manera: (1) Notas del Tesoro Nacional emitidas en el mismo monto del saldo final de la Cuenta Petróleo y Alcohol; (2) compensación del saldo de la Cuenta Petróleo y Alcohol con cualquier otro monto que Petrobras deba al Gobierno Federal, incluyendo impuestos; o (3) mediante la combinación de las opciones antes mencionadas. 12. Financiaciones (a) Deuda a corto plazo Los préstamos a corto plazo de la Compañía se obtienen principalmente a partir de bancos comerciales e incluyen la financiación de importación y exportación expresada en dólares estadounidenses, de la siguiente manera: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Importación - petróleo y equipos Capital de trabajo 479 1.920 2.399 5 1.453 1.458 Las tasas de interés anuales promedias ponderadas sobre las financiaciones existentes a corto plazo alcanzaron 4,72% y 4,71% al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente. F-49 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (b) Deuda a largo plazo · Composición Al 31 de diciembre de 2008 2007 Moneda extranjera: Notas Instituciones financieras Ventas de futuras cuentas a cobrar Créditos de proveedores Activos referentes al programa de exportación a compensarse con ventas de futuras cuentas a cobrar Moneda local: Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social - BNDES (compañía estatal, ver Nota 23) Debentures: BNDES (compañía estatal, ver Nota 23) Otros Bancos Notas de Crédito a la Exportación Certificado de Crédito Bancario Otras Total Monto corriente de la deuda a largo plazo · 5.716 5.938 549 80 4.140 4.256 615 1.325 (150) 12.133 (150) 10.186 831 607 186 1.182 1.655 1.543 32 5.429 709 1.419 282 218 3.235 17.562 (1.531) 16.031 13.421 (1.273) 12.148 Composición de la deuda en moneda extranjera por tipo de moneda Al 31 de diciembre de 2008 2007 Monedas: Dólar estadounidense Yen japonés Euro Otras 11.388 630 69 46 12.133 F-50 9.439 598 85 64 10.186 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (b) Deuda a largo plazo (Continuación) · Vencimientos del principal de la deuda a largo plazo: El monto de las deudas a largo plazo al 31 de diciembre de 2008 vencerán en los siguientes períodos: 2010 2011 2012 2013 2014 2015 en adelante · 2.388 4.004 1.919 1.444 1.326 4.950 16.031 Composición de la deuda a largo plazo por el tipo de interés anual Los tipos de interés sobre las deudas a largo plazo fueron de la siguiente forma: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Moneda extranjera el 6% o menos Más del 6% al 8% Más del 8% al 10% Más del 10% al 12% Más del 12% al 15% Moneda local el 6% o menos Más del 6% al 8% Más del 8% al 10% Más del 10% al 12% Más del 12% al 15% F-51 7.721 2.175 2.178 42 17 4.280 3.285 2.410 125 86 12.133 10.186 786 563 201 3.848 31 469 995 1.722 49 5.429 3.235 17.562 13.421 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (b) Deuda a largo plazo (Continuación) · Financiación estructurada de exportaciones Petrobras y Petrobras Finance Ltd. - PFL llevan determinados contratos (Contrato Maestro de Exportación y Acuerdo de Pago en Adelantado) entre si y una entidad de finalidad especial no vinculada con Petrobras - PF Export Receivables Master Trust (“PF Export”) - respecto al prepago de cuentas a cobrar por exportación a generarse por PFL a través de ventas en el mercado internacional de óleo combustible y otros productos adquiridos a Petrobras. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de prepagos de cuentas a cobrar de exportación ascendía a US$348 en pasivos no corrientes (US$398 al 31 de diciembre de 2007) y US$75 en pasivos corrientes (US$68 al 31 de diciembre de 2007). · Emisión de US$899 en Global Notes – Petrobras Internacional Finance Company – (“PifCo”) El 06 de octubre de 2006, a PifCo emitió Global Notes por un monto de US$500. Los títulos tienen una tasa efectiva del 6,185% al año y un plazo de vencimiento de diez años. Los Global Notes se ofrecieron al 99,557% del valor nominal con una tasa establecida del 6,125% al año. PifCo utilizó esos recursos de emisión, principalmente, para repagar deudas con proveedores. La subsidiaria Petrobras Internacional Finance Company - PifCo realizó oferta de canje de títulos, con liquidación de la operación el 7 de febrero de 2007. Como resultado, PifCo recibió y aceptó ofertas por un monto de US$399 (valor nominal). Los títulos antiguos recibidos en el canje se cancelaron en la misma fecha y como resultado PifCo emitió, en la fecha de liquidación de la operación, nuevos títulos con vencimiento en 2016 y cupón del 6,125% a.a. por un valor de US$399. Eses títulos constituyen una emisión única y fungible con los US$500 lanzados el 06 de octubre de 2006, totalizando US$899 en títulos de la emisión con vencimiento en 2016. PifCo también pagó a los inversores el monto equivalente a US$56 como resultado de la oferta para el canje de títulos. La transacción ha recibido tratamiento de canje para fines los estados contables y, de acuerdo con ello, el monto de US$56 se amortizará a gastos de interés durante el plazo de vida de las notas de acuerdo con el método de interés efectivo. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007 la Compañía tenía un saldo al descubierto de primas netas sobre re-emisión que ascendía a US$13 y US$22, respectivamente. F-52 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (b) Deuda a largo plazo (Continuación) · Emisión de US$1.750 en Global Notes – PifCo El 1º. de noviembre de 2007, Petrobras por medio de su subsidiaria integral Petrobras Internacional Finance Company (PifCo), concluyó la emisión de bonos de US$1.000 en deuda senior, Global Notes sin garantía, en el mercado internacional de capitales, con vencimiento en el 1º. de marzo de 2018, con las características siguientes: (i) cupón del 5,875% a.a.; y (ii) precio de emisión del 98,612%. El interés se pagará los días 1o de marzo y 1o de septiembre de cada año, siendo el vencimiento del primer pago el 1o de marzo de 2008. El 11 de enero de 2008, PifCo emitió Senior Global Notes por un valor de US$750 que constituyen una única emisión fungible con la emisión de US$1.000 el 1º de noviembre de 2007, ascendiendo a US$1.750 en títulos emitidos con vencimiento el 1º de marzo de 2018. Los títulos devengan interés a una tasa del 5,875% al año, pagadero semestralmente, comenzando a partir del 1º de marzo de 2008. El propósito de esta emisión fue tener acceso a los mercados de capital de deuda de largo plazo, refinanciar prepagos de débitos que están venciendo y reducir el costo de capital. (c) Préstamos a Petrobras Netherlands BV (“PNBV”) · El 12 de septiembre de 2007, la subsidiaria Petrobras Netherlands BV (PNBV) firmó um contrato de préstamo con el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria (BBVA) por un valor de US$200, con interés del 5,94% a.a. y un plazo de cuatro años. Además, PNBV contrató una línea de crédito con el Banco Santander Overseas Bank, Inc. - Santander de hasta US$300. El plazo es de un año y se puede ampliar hasta dos años por el valor total y parcialmente, por el plazo total de seis años. La tasa de interés cobrada es 5,30% a.a.. · El 02 de enero de 2008, PNBV firmó un acuerdo de préstamos offshore con Société Générale por el monto de US$85, con intereses del 5,10% a.a. y un plazo de cinco años. · Además, el 24 de enero de 2008, PNBV firmó un préstamo relacionado a proveedores offshore con el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A. por un monto de US$100, con intereses del 3,96% a.a. y un plazo de cuatro años. · PNBV contrató una línea de crédito de hasta US$200 con el Santander Overseas Bank. Inc - SANTANDER. El 25 de junio de 2008, la subsidiaria utilizó los fondos disponibles. El plazo inicial de la línea de crédito es de un año, renovable por el monto total por un plazo de hasta tres años, con intereses del 4,12% a.a. F-53 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (c) Préstamos a Petrobras Netherlands BV (“PNBV”) (Continuación) · PNBV contrató financiación con el Banco BNP Paribas por un valor de US$204, incluyéndose el seguro de riesgo político y comercial de SACE S.P.A. por un monto de US$4. Se pagaron gastos contractuales por un valor de US$1. El plazo de vencimiento será de 12 años y la tasa de interés contratada fue del 2,60% a.a. Contrató también financiación con Export Development Canadá (EDC) y Sumitomo Mitsui Banking Corporation (SMBC), Mizuho Corporate Bank Ltd. (MHCB) y The Bank of Tokyo-Mitsubishi Ufj Ltd. (BMTU), por un valor de US$500 (descontados gastos de préstamo de US$ 2) y ¥75.142 millones, equivalentes a US$837 (los gastos de préstamo y seguro ascienden a ¥3.730 millones, equivalentes a US$41), con un plazo de vencimiento de 12 y 10 años. Las tasas de interés contratadas fueron del 4,74% a.a y del 1,59% a.a, respectivamente. La financiación con el BNP se destina a la financiación de gastos corporativos de PNBV. Las demás financiaciones se destinan a la liquidación de contratos de mutuo con Braspetro Oil Services Company (Brasoil). Adicionalmente, PNBV renovó, el 03 de octubre y el 1º de diciembre de 2008, líneas de crédito contratadas con el Santander Overseas Bank, Inc - SANTANDER, por valores de US$75 y US$200, cuyo plazo de vencimiento será de un año, pudiendo renovarse totalmente por otro año más y parcialmente por el plazo final de seis años. Las tasas de interés contratadas fueron del 3,62% a.a. y del 3,11% a.a., respectivamente. (d) Títulos - PESA El 07 de mayo de 2007, Petrobras Energía S.A. (PESA), uma compañía indirectamente controlada por Petrobras, emitió títulos por un valor de US$300 con vencimiento a 10 años y un interés del 5,875% a.a. El interés se pagará semestralmente y el principal se pagará en una única cuota en el vencimiento. La emisión se realizó en el mercado argentino y en el mercado internacional. (e) Proyecto de construcción de la Plataforma P-56 El 30 de octubre de 2007, Petrobras firmó un acuerdo con el FSTP Consortium (Keppel Fels y Technip) para la construcción de la plataforma semi-submergible P-56 para permitir la anticipación de la producción en el Módulo 3 del campo de Marlim Sul, por un valor aproximado de US$677 (R$1.200 millones), incluyendo los servicios de ingeniería, abastecimiento, construcción y montaje (casco y planta de procesamiento) de la plataforma. F-54 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (f) Contrato de línea de crédito para financiación de exportaciones El 03 de octubre de 2007, Petrobras contrató una financiación de US$282 con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de una Nota de Crédito a la Exportación - NCE, que tiene como finalidad exclusiva aumentar las exportaciones de ethanol de Petrobras, llevando en consideración las perspectivas futuras de crecimiento de los negocios con biocombustibles, según se destaca en la planificación estratégica de la Compañía. Esta operación señala el retorno de Petrobras como tomadora de recursos en el mercado nacional y se negoció con las condiciones siguientes: · Plazo: 2 años con liquidación de principal e intereses al final; · Tasa de interés: el 96,2% del CDI; · Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades; · Exención de IOF; y · Dispensa de garantías. El 17 y el 26 de marzo de 2008, Petrobras contrató una financiación de US$435 y US$289, respectivamente, con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de Nota de Crédito a la Exportación - NCE, cuya finalidad exclusiva es aumentar las exportaciones de ethanol de Petrobras, llevando en consideración las perspectivas futuras de crecimiento de los negocios de biocombustibles, según se destaca en la planificación estratégica de la Compañía. Esta operación se negoció con las condiciones siguientes: · Plazo: 2 años y 3 años con liquidación de principal e interés al final; · Tasa de interés: el 95% del CDI; · Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades; · Exención de IOF mediante comprobación de las operaciones de exportación; y · Dispensa de garantías. F-55 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (f) Contrato de línea de crédito para financiación de exportaciones (Continuación) El 04 y el 11 de abril de 2008, Petrobras contrató financiación de US$234 y US$948, respectivamente con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de Notas de Crédito a la Exportación - NCE, cuya finalidad es aumentar las exportaciones de petróleo y derivados de la Compañía. Esta transacción se liquidó anticipadamente el 23 de diciembre de 2008 y fue recontratada por el mismo monto inicialmente negociado en Reales (US$171 y US$685, respectivamente), y que se negoció con las condiciones siguientes: · Plazo: 12 de enero de 2011, con interés pagadero semestralmente y liquidación del principal al final del plazo; · Tasa de interés: el 108,20% del CDI + Flat Fee de 2% (pagamento el 9 de enero de 2009); · Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades; · Exención de IOF mediante comprobación de las operaciones de exportación; y · Dispensa de garantías. (g) Contratos de Adelanto de Contrato de Cambio - ACC El 23 de octubre de 2008, Petrobras negoció un Adelanto de Contrato de Cambio-ACC con el Banco do Brasil por un monto de US$300. Este adelanto se negoció con las condiciones siguientes: · Plazo: 179 días, con vencimiento el 20 de abril de 2009; · Tasa de interés: el 6,30% a.a. con pago el 20 de abril de 2009; y · Exención de IOF (Tasa sobre Operaciones Financieras) e Impuesto a la Renta (IR) siempre y cuando se realice la exportación. El 03 de diciembre de 2008, Petrobras negoció un Adelanto de Contrato de Cambio-ACC con Bradesco por un monto de US$200. Este adelanto se negoció con las condiciones siguientes: · Plazo: 360 días, con vencimiento el 28 de noviembre de 2009; F-56 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (g) Contratos de Adelanto de Contrato de Cambio – ACC (Continuación) · Tasa de interés: el 6% a.a. con pago el 28 de noviembre de 2009; · Exención de IOF (Tasa sobre Operaciones Financieras) e Impuesto a la Renta(IR) siempre y cuando se realice la exportación; y · Cláusula de anticipación, observando la legislación cambiaria y pago de los costos inherentes a la anticipación. (h) Contratación de Cédula de Crédito Bancario El 31 de octubre de 2008, Petrobras negoció un préstamo (Cédula de Crédito Bancario) con la Caixa Econômica Federal - CEF, por el monto de US$1.057. El objetivo del préstamo es reforzar el capital de trabajo de la Compañía. Esa operación se negoció con las condiciones siguientes: · Plazo: 180 días, principal y cargas con amortización única al final del plazo; · Tasa de interés: el 104% del CDI Over; · Incidencia de IOF; y · Cláusula de amortización extraordinaria y liquidación anticipada. En cualquier momento, la Compañía podrá hacer pagos extraordinarios para amortizar la deuda, así como efectuar la liquidación anticipada. El 22 de diciembre de 2008, Petrobras negoció con la Caixa Econômica Federal - CEF un término de aditamento y novación de la Cédula de Crédito Bancario por el monto de US$677. Esa operación se negoció con las condiciones siguientes: · Plazo: 760 días, con pago de las cargas trimestralmente y del principal al final del plazo; · Tasa de interés: el 110% del CDI Over; · Incidencia del IOF; y · En razón del préstamo adicional y del pago de las cargas financieras del préstamo concedido anteriormente, las partes consolidaron el valor total de US$1.543. F-57 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (i) Programa de Modernización y Expansión de la Flota (PROMEF) En 2007, Transpetro firmó contratos de compra y venta condicionadas con tres astilleros nacionales para la construcción de 23 navíos petroleros, por un valor de US$2.232. La captación de esos fondos se realizó con el BNDES con las siguientes condiciones: Navíos Cant. 10 5 4 4 Tipo Suezmax Aframax Tank /Product Panamax US$ Astillero Estaleiro Atlântico Sul S.A. Estaleiro Atlântico Sul S.A. Estaleiro Mauá - Petro UM S.A. EISA - Estaleiro Ilha S.A. Valor Tasa de interés 1.054 542 TJLP + 2,5% a.a. 270 366 Plazo 20 años y período de gracia de 48 meses contados a partir del 1er saque En el período de julio a diciembre de 2008, Transpetro efectuó los pagos referentes a los adelantos por un total de US$7, siendo: · US$6 Fondos financiados BNDES/Transpetro (el 36% del precio del navío); · US$1 Fondos propios de Transpetro (el 5% del precio del navío). El Astillero Atlântico Sul registró, durante el ejercicio de 2008, operaciones financieras por un valor total de US$72, cuya financiación con el BNDES se traspasará a Transpetro, después de la firma del “TÉRMINO DE ENTREGA Y ACEPTACIÓN” del navío, distribuida conforme se muestra a continuación: · US$8 Fondos propios de astillero (el 8% del precio del navío); · US$64 Recursos financiados por BNDES/Astillero (el 46% del precio del navío). (j) Emisión de debentures El 2 agosto de 2006, la Asamblea General Extraordinaria de Alberto Pasqualini REFAP S.A., una subsidiaria de la Compañía aprobó el valor de la emisión privada de debentures simples, nominales y escriturales por un monto de US$391. Las debentures fueron emitidas con el objetivo de la ampliación y modernización del parque industrial de REFAP y para aumentar su capacidad de procesamiento de petróleo de 20.000 m³/dia para 30.000 m³/dia, además de aumentar la parte de petróleos nacionales procesada. La emisión presentó las siguientes características: plazo de emisión hasta el 30 de diciembre de 2006, y amortización de 96 meses más seis meses de período de gracia; el 90% de las debentures serán suscriptas por el BNDES con intereses de Tasa de Interés a Largo Plazo +3,8% a.a.; y el 10% de las debentures serán suscriptas por el BNDES Participações S.A. (BNDESPAR) con intereses de la cesta de monedas del BNDES + 2,3% a.a.. F-58 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (j) Emisión de debentures (Continuación) El 08 de septiembre de 2006, se firmó el contrato de Financiación, con la liberación de la primera cuota de los recursos por un monto de US$278. El 19 de diciembre de 2006, se puso a disposición el monto restante de US$113. En mayo de 2008, REFAP efectuó una segunda emisión con características similares y con el valor total de US$217, habiendo captado US$23 en 2008. El saldo al 31 de diciembre de 2008 totalizaba US$314, siendo US$52 en el pasivo corriente. (k) Captaciones de fondos para el segmento internacional En el ejercicio de 2008, las subsidiarias de Petrobras en el exterior captaron recursos por un monto equivalente a US$1.181, básicamente para financiar el capital de trabajo y proyectos asociados a las actividades de explotación y producción de petróleo y gas. Las captaciones más significativas fueron realizadas por las siguientes empresas, subsidiarias indirectas de Petrobras: Refinaria Nansei Sekiyu K.K. – Realizó captaciones de corto plazo por un monto total de US$472, por medio de Sumitomo Mitsui Bank, Mizuho Bank, Bank Tókio of Mitsubishi y Development Bank Japan, con vencimiento promedio de 320 días y tasa promedio del 1,09% a.a. + spread del 0,5% a.a. al 1,0% a.a. y captaciones de largo plazo por el monto de US$7, básicamente para financiar el capital de trabajo de la empresa; Petrobras Energia S.A. – Realizó captaciones de largo plazo por un monto de US$ 44 y de corto plazo por el monto de US$ 353 por medio del Banco HSBC, Banco Rio, Itaú, BBVA, Banco Ciudad, ABN Amro Bank, Banco do Brasil y Banco Santander, teniendo como principal modalidad operaciones de adelantos en contractos de exportación (ACC) y contratos de cambio (ACE), con el objetivo del mantenimiento del capital de trabajo de la compañía y reposición de bienes de cambio. Las operaciones de largo plazo tienen como vencimiento final el año 2015, y su tasa promedio de interés es del 6% a.a. al 10% a.a. P&M Drilling captó recursos de largo plazo por medio de Sumitomo Mitsui Banking, por un monto de US$ 98 con vencimiento en 2010. Las tasas de interés contratadas varían del 3,625% a.a. al 3,9375% a.a. y su finalidad es financiar la construcción del navío sonda PETROBRAS 10000. F-59 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (l) Garantías y compromisos Las instituciones financieras en el exterior no requieren garantías de Petrobras. Las financiaciones concedidas por el BNDES - Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social están garantizadas por los bienes financiados. En el marco del contrato de garantía emitido por el Gobierno Federal en favor de Agencias Multilaterales de Crédito, motivado por las financiaciones captadas por TBG, se firmaron contratos de contragarantías, teniendo como firmantes el Gobierno Federal, TBG, Petrobras, Petroquisa y el Banco do Brasil S.A., en los cuales TBG se compromete a vincular sus ingresos a favor del Tesoro Nacional hasta la liquidación de las obligaciones garantizadas por el Gobierno Federal. Esta deuda tenía un saldo pendiente de US$292 y US$330 al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente. En garantía de los debentures emitidos, Refap tiene una cuenta de inversiones de corto plazo (depósitos bancarios vinculados a operaciones de crédito), vinculada a la variación del Certificado de Depósito Interbancario - CDI. REFAP debe mantener tres veces el valor de la suma de la última cuota vencida de amortización del principal y cargas relacionadas. Los acuerdos de deuda de la Compañía contienen compromisos referentes, entre otros aspectos, a la provisión de información; informes contables; conducta de negocio; mantenimiento de la existencia corporativa; mantenimiento de las aprobaciones gubernamentales; cumplimiento de las leyes aplicables; mantenimiento de los libros y registros; mantenimiento del seguro; pago de impuestos y reclamaciones; y notificación de ciertos eventos. Los acuerdos de deuda de la Compañía también contienen acuerdos negativos, incluyéndose, pero sin limitarse a ellos, limitaciones sobre el endeudamiento; limitaciones sobre los gravámenes; limitaciones sobre transacciones con afiliadas; limitaciones sobre la disposición de los activos; limitación sobre las consolidaciones, fusiones, ventas y/o cesiones; restricciones de pignoración negativa; cambio en limitaciones de propiedad; ranking; uso de las limitaciones de utilidad; y coberturas a créditos requeridos. La administración de Petrobras afirma que la Compañía cumple con las cláusulas estipuladas en los acuerdos de deuda. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, Gaspetro había asegurado ciertas debentures emitidas para financiar la compra de los derechos de transporte en el oleoducto Bolivia/Brasil con 3.000 acciones de su participación en TBG, una subsidiaria de Gaspetro a cargo de la operación del oleoducto. F-60 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 12. Financiaciones (Continuación) (m) Líneas de crédito Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía había utilizado por completo todas las líneas de crédito disponibles para la compra de importaciones. Las líneas de crédito pendientes al 31 de diciembre de 2008 y 2007 eran de US$1.132 y US$1.351, respectivamente. Las líneas de crédito están incluidas en la deuda a corto plazo y largo plazo. 13. Ingresos (Gastos) Financieros, Netos Los gastos y ingresos financieros y las variaciones monetarias y cambiarias sobre activos y pasivos monetarios netos, apropiados al resultado de los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 se muestran a continuación: Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Gastos financieros Préstamos y financiaciones Financiación de proyectos Intereses capitalizados Arrendamiento mercantil Pérdidas sobre instrumentos derivados (Nota 20) Pérdidas en títulos recomprados Otros Ingresos financieros Inversiones Clientes Títulos gubernamentales Adelantos a proveedores Ganancias sobre instrumentos derivados (Nota 20) Otros Variación monetaria y cambiaria F-61 (1.320) (314) 1.450 (41) (425) (35) (163) (848) (1.258) (608) 1.703 (79) (267) (38) (130) (677) (1.076) (370) 1.001 (105) (481) (160) (149) (1.340) 639 129 78 22 636 137 1.641 1.584 2.377 824 231 70 26 119 280 1.550 (1.455) (582) 566 231 79 27 38 224 1.165 75 (100) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE`s”) La Compañía ha utilizado financiaciones de proyectos para proveer capital para el desarrollo continuo de sus operaciones la exploración y producción y de proyectos similares. Las SPEs relacionadas con las financiaciones de proyectos se consolidan según el FIN 46(R). La Compañía es la principal beneficiaria de las SPEs debido a las disposiciones de arrendamiento financiero. Las SPEs son las arrendadoras y la Compañía es el arrendatario. A la conclusión del plazo de arrendamiento, la Compañía tendrá la opción de comprar los activos arrendados o todas las acciones ordinarias de las SPEs. Todos los riesgos asociados con el uso y el desarrollo de los activos arrendados son responsabilidad de la Compañía. Los pagos de la Compañía financian la deuda de las VIES con terceros y los retornos sobre el patrimonio. La participación variable de la compañía en estas SPEs, el acuerdo de arriendo financiero, absorberá la mayor parte de las pérdidas esperadas y recibirá la mayor parte de los retornos residuales esperados. La responsabilidad de la Compañía con relación a estos contratos es completar el desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas, operar los campos, pagar por todos los gastos operativos relativos a los proyectos y remitir una porción de las utilidades netas generadas a partir de los yacimientos para apoyar financieramente las compañías de propósito específico en los pagos referentes a deudas y el retorno sobre el patrimonio. Al concluir el plazo de cada proyecto de financiación, la Compañía tendrá la opción de comprar los activos arrendados o transferidos de la entidad de propósito específico consolidada. A continuación se resumen los pasivos referentes a proyectos que estaban en curso al 31 de diciembre de 2008 y 2007: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Transportadora Gasene Transportadora Urucu Manaus (1) CDMPI – PDET On Shore PDET Off Shore Charter Development - CDC (3) Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos – CLEP (2) Barracuda/Caratinga Cabiúnas Otros Títulos recomprados (2) Porción corriente de las financiaciones de proyectos F-62 1.640 1.073 904 887 765 751 602 524 398 (749) 6.795 (1.780) 5.015 1.212 1.008 510 889 760 859 1.004 666 226 (856) 6.278 (1.692) 4.586 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE`s”) (Continuación) (1) Codajás consolida Transportadora Urucu - Manaus S.A. que es responsable por el Proyecto Amazonia. (2) Al 31 de diciembre de 2008 y 31 de diciembre de 2007, la Compañía tenía montos invertidos en el exterior en un fondo de inversiones exclusivos que mantienen títulos de la deuda de algunas de las SPEs que la Compañía consolida según el FIN 46(R), por un monto total de US$749 y US$856, respectivamente. Se considera que eses títulos ya no existen y que, por lo tanto, los montos y el interés correspondiente no fueron presentados bajo el rubro financiación de proyectos. (3) Charter Development - CDC es responsable por Marlim Leste (proyecto P-53). La compañía ha recibido ciertos anticipos por US$316 los cuales se encuentran registrados como pasivos de financiaciones de proyectos y están relacionados con activos bajo acuerdos con inversores, los cuales se encuentran incluidos en el saldo de bienes de uso. Esos montos de activo y pasivo se presentan por el valor bruto dado que el pasivo sólo puede ser liquidado a través de la entrega del activo totalmente construido. Al 31 de diciembre de 2008, la porción a largo plazo de las financiaciones de proyectos vence en los siguientes años: 2010 2011 2012 2013 2014 2015 y en adelante 529 878 335 335 384 2.554 5.015 Al 31 de diciembre de 2008, los montos relativos a salidas de efectivo por compromisos asumidos relacionados con financiaciones de proyectos estructurados consolidados se presentan a continuación: Transportadora Gasene REVAP Codajás Charter Development – CDC 569 200 123 76 968 F-63 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) La tabla siguiente resume los proyectos, sus objetivos, las garantías y las inversiones estimadas para cada proyecto: SPE / Inversión estimada Principales garantías Objetivo Barracuda y A efectos de posibilitar el desarrollo Garantía Caratinga de la producción de los campos de proporcionada por Barracuda y Caratinga de la Cuenca Brasoil para cubrir de Campos. La SPE Barracuda y las exigencias Caratinga Leasing Company B.V. financieras de (BCLC) BCLC. es responsable por la PP&E Fase actual En operación US$1.386 constitución de todos los activos US$3.100 (pozos, equipos submarinos y unidades de producción) que requiere el proyecto, siendo también propietarias de los mismos. Marlim US$1.500 Consorcio con Companhia Petrolífera El 70% de la En operación. El Marlim (CPM), que le pone a producción del ejercicio disposición de Petrobras equipos campo limitado a opción de compra submarinos 720 días. de MarlimPar por de producción de petróleo en el campo de Marlim. de la Petrobras se espera para el primer trimestre de 2009. Nova Marlim US$834 Consorcio con NovaMarlim Petróleo El 30% de la S.A. (NovaMarlim) que le pone a producción del disposición de Petrobras equipos campo limitado a submarinos de 720 días. petróleo le y producción reembolsa de costos operativos surgidos de la operación y manutención de los activos del campo, por medio de un adelanto ya hecho a Petrobras. F-64 En operación. US$313 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) SPE / Inversión estimada CLEP US$1.250 Principales garantías Objetivo Companhia Locadora de Prepago de Equipamentos Petrolíferos - CLEP arrendamiento si pone los ingresos no a disposición activos PP&E Fase actual vinculados con la producción de llegan a cubrir los petroleo ubicados en la Cuenca de pasivos pagaderos Campos, a través de contrato de a los arrendamiento con plazo de 10 años financiadores. En operación. US$860 En operación. US$873 NTN: y al término del cual Petrobras tendrá derecho de adquirir las acciones de SPE o los activos del proyecto. PDET US$1.180 PDET Offshore S.A. es la futura Se propietaria de los activos del garantía todos los darán en proyecto, tendiente a mejorar la activos infraestructura de transferencia del proyecto. del petróleo producido en la Cuenca de Campos a las refinerías de petroleo de la Región Sudeste de Brasil y a exportación. Los activos se arrendarán posteriormente a Petrobras hasta 2019. Malhas - Consorcio formado por Transpetro, Pagos previos por Ha (NTN/NTS) Transportadora Associada de Gás capacidad de operando desde el (TAG), transporte para 1º. de enero de eventuales 2006. El tramo del US$1.110 antigua Transportadora estado US$722 Nordeste Sudeste (TNS), Nova cubrir Transportadora do Sudeste (NTS) y faltas de efectivo del gasoducto NTS: Nova Transportadora do Nordeste consorcio. Campinas-Rio fue US$931 (NTN). NTS y NTN suministran concluido el 18 de activos mayo relacionados con el de 2008, transporte del gas natural. TAG mientras (subsidiaria totalmente controlada tramo por Gaspetro) suministra activos Carmópolis está en que su etapa final. ya han sido constituidos anteriormente. Transpetro es la operadora del gasoducto. F-65 que el Catu- PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) SPE / Inversión estimada Principales garantías Objetivo PP&E Fase actual CDMPI El objetivo del proyecto es Pagos anticipados de Fase (Modernización aumentar la capacidad de la arrendamiento construcción de Revap) refinería Henrique Lage (Revap) cubrir de deficiencias procesar petróleo pesado nacional, ajustar el diesel por para de eventuales de efectivo de CDMPI. ella producido a las nuevas especificaciones nacionales y reducir la cantidad de emisión de US$1.200 contaminantes. Para tal objetivo, se creó la SPE Cia. De Desenvolvimento e Modernização Industriais de – construirá y Petrobras una Coquización Plantas CDMPI, que arrendará para unidad de Retardada, una unidad de Hidrotratamiento de Nafta de Coque relacionadas y unidades para seren instaladas en esta Refinería. El Directorio ha autorizado un aumento de las inversiones por un valor de US$300. Cabiúnas US$850 Proyecto tendiente a aumentar el Pignoración de 10,4 transporte de la producción de gas mil millones m3 de de la Cuenca de Campos. Cayman gas. Cabiunas (CCIC) Investment suministra Co. activos Ltd. a Petrobras bajo un acuerdo de leasing internacional. F-66 En operación. US$328 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) SPE / Inversión estimada Gasene US$3.000 Principales garantías Objetivo Fase actual de PP&E Transportadora Gasene S.A. es la Pignoración responsable por la construcción y derechos crediticios. Financiación a largo plazo firmada con el futura propietaria de gasoductos de Pignoración de las BNDES en diciembre transporte de gas natural con acciones de SPE. de 2007, por un extensión total de 1,4 mil km y monto equivalente a capacidad de transporte de 20 US$ 2.500, millones de metros cúbicos por día, incluyendo fondos conectando transferidos del China el Terminal de Cabiúnas en Rio de Janeiro hasta la Development ciudad de Catu, en Bahia. (CDB) por un monto Bank de US$ 750. Un préstamo obtenido del Fondo SPC del BB de hasta US$452 para la construcción del gasoducto con la emisión de US$210 en notas promissorias en octubre de 2006 y de US$100 en diciembre de 2008. El primer tramo del proyecto Gasene – el gasoducto Vitoria Cabiúnas está operación en desde noviembre de 2008, mientras que el segundo tramo, el gasoducto CacimbasCatu está en fase de construcción. F-67 US$595 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) SPE / Inversión estimada Objetivo Principales garantías Fase actual Marlim Leste Para desarrollar la producción Todos los activos del La construcción de la (Proyecto P-53 - del campo de Marlim Leste, proyecto plataforma fue CDC) Petrobras utilizará una Unidad concedidos en garantía concluida en de US$1.800 Producción serán PP&E Estacionaria septiembre de 2008. (UEP) P-53, que se fletará de El proyecto está en Charter operación Development compañía constituida LLC, en el US$1.290 desde noviembre de 2008. estado de Delaware, en EEUU. El contrato de fletamento, bajo la modalidad casco desnudo (Bare Boat Charter), se firmará por un período de 15 años, contados a partir de la fecha de su celebración. Amazônia Desarrollo de un proyecto en el Pignoración de Se (Codajás) área de Gas y Energía que derechos crediticios. financiación a largo incluye la construcción de un gasoducto de 385 km de extensión entre Coari y Manaus y US$1.400 la construcción firmó una plazo por un monto de Pignoración de acciones de SPE. las US$1.406 con el BNDES en diciembre de un de 2007. Un préstamo km de obtenido del Fondo extensión entre Urucu y Coari, SPC del BB de hasta ambos bajo la responsabilidad US$565 para el cual de se ya han emitido GLPducto de 285 Transportadora Urucu- Manaus S.A.; y construcción de US$415 una termoeléctrica, en Manaus, promissorias. con capacidad de 488 MW, a gasoducto de través está fase de Companhia de en en Geração Termelétrica Manauara construcción, S.A. mientras que notas El LPG de las líneas de ramales de Aparecida y Mauá están en la fase de contratación. F-68 US$1.362 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) SPE / Inversión estimada Mexilhão US$756 Principales garantías Objetivo Construcción de una plataforma (PMXL-1) de producción de gas natural en los Campos de Mexilhão y Cedro, en la cuenca de Santos, Estado de São Paulo, a través de la Companhia Mexilhão do Brasil (CMB), responsable por la captación de los recursos necesarios para construcción de la referida plataforma. Después de construída, la PMXL-1 será arrendada a Petrobras, poseedora de la concesión para exploración y producción de los referidos campos. Fase actual A definir. Obtención de fondos PP&E US$503 a corto plazo, por un valor de hasta US$516 por medio de la emisión de notas promisorias adquiridas por el Fondo BB. Obtención de financiación a corto plazo por el monto de US$226 en diciembre de 2008, adquirida del BNDES. La construcción de los activos está en curso. Albacora US$170 Albacora/ Petros US$240 PCGC US$134 Consorcio entre Petrobras y Albacora Japão Petróleo Ltda. (AJPL), que le pone a disposición de Petrobras activos de producción de petróleo del campo de Albacora en la Cuenca de Campos. US$45 Pignoración de los En operación. Pignoración de activos. En operación. Pago En operación. activos Consorcio entre Petrobras y Fundación PETROS de Seguridad Social, que le pone a disposición de Petrobras fondos para financiar activos de producción de petróleo del campo de Albacora en la Cuenca de Campos. Companhia de Recuperação Secundária (CRSec) le pone a disposición de Petrobras activos a seren utilizados en los campos de Pargo, Carapeba, Garoupa, Cherne y otros a través de contrato de arrendamiento que prevé pagos mensuales. adicional de arrendamíento si los ingresos son no suficientes para cubrir los pagos prestadores. F-69 a los US$41 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 15. Obligaciones de Arrendamientos de Capital La Compañía arrienda ciertas plataformas marítimas y buques, que se contabilizan como arrendamiento de capital. Al 31 de diciembre de 2008, los activos bajo arrendamiento de capital tenían un valor contable neto de US$679 (US$875 al 31 de diciembre de 2007). A continuación se detalla un cronograma por año de los pagos mínimos futuros por arrendamiento al 31 de diciembre de 2008: 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 en adelante Pagos futuros de arrendamiento estimados 271 230 99 31 6 6 18 661 Menos el monto que representa interés del 6,2% al 12,0% anual (66) Valor presente de los pagos mínimos por arrendamiento Menos la porción corriente de obligaciones de arrendamiento de capital Porción de largo plazo de obligaciones de arrendamiento de capital F-70 595 (251) 344 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (a) Saldos de los beneficios de empleados posteriores a la jubilación Los saldos relativos a Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación se representan de la siguiente forma: Al 31 de diciembre de 2008 31 de diciembre de 2007 Beneficios Beneficios de asistencia de pensión médica Beneficios Beneficios de asistencia Total de pensión médica Total Pasivo corriente: Plan de beneficio definido Plan de contribución variable 176 224 400 230 259 489 92 - 92 134 - 134 268 224 492 364 259 623 1.786 4.001 5.787 4.678 6.639 11.317 2.054 4.225 6.279 5.042 6.898 11.940 253 (404) (151) 2.177 1.406 3.583 95 - 95 162 - (118) 137 19 (795) 230 (267) (37) Obligaciones por beneficios proyectados de empleados posteriores a la jubilación Pasivo no corriente: Plan de beneficio definido Obligaciones por beneficios proyectados de empleados posteriores a la jubilación Patrimonio neto – Otras utilidades integrales acumuladas: Plan de beneficio definido Plan de contribución variable Efecto impositivo 162 (478) (1.273) 928 2.472 Saldo neto contabilizado en el patrimonio neto 1.544 (b) Plan de pensión - Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros La Fundação Petrobras de Seguridade Social (Petros) fue establecida por Petrobras como una entidad privada de pensión legalmente independiente sin fines de lucro con autonomía administrativa y financiera. El plan Petros es un plan de pensión de contribución de beneficio definido creado por Petrobras en julio de 1970, para complementar los beneficios de pensión referentes a la seguridad social de los empleados de Petrobras y sus subsidiarias Brasileñas y compañías filiales. El Plan Petros está cerrado para los nuevos empleados del sistema Petrobras admitidos a partir de septiembre de 2002 y, a partir del 1º de julio de 2007, la Compañía lanzó un nuevo plan privado de pensión, el Plan Petros 2. F-71 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (b) Plan de pensión - Fundação Petrobras de Seguridade Social – Petros (Continuación) Para tener fondos para alcanzar sus objetivos, Petros recibe contribuciones mensuales de las compañías patrocinadoras y de los participantes jubilados. Con los recientes ajustes regulatorios del Plan Petros, éste recibe ahora de las empresas patrocinadoras, en lugar del 12,93% que hasta ahora se descontaba de la nómina de pagos de los empleados que son miembros del plan, contribuciones regulares en montos iguales a las contribuciones de los empleados y de los empleados jubilados, de igual forma, siendo que tales montos representan, en promedio, el 12% de la nómina de pagos participante. Además Petros recibe fondos referentes a los ingresos generados por las inversiones de estas contribuciones. La política de fondos de la Compañía tiene el objetivo de hacer contribuciones al plan anualmente de la cuantía determinada por cálculos actuariales. En el año calendario de 2008, los beneficios pagados ascendieron a US$932 (US$835 en 2007). El pasivo de la Compañía relativo a los beneficios futuros para los participantes del plan se calcula sobre bases anuales por un actuario independiente, basado en el método de Crédito de Unidad Proyectada. Los activos que garantizan el plan de pensión se presentan como una reducción a los pasivos actuariales netos. Las pérdidas y ganancias actuariales generadas por las diferencias entre los valores de las obligaciones y activos calculados con base en proyecciones y premisas actuariales son, respectivamente, incluidas o excluidas del cálculo del compromiso actuarial neto y registrado como “Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos costo de pensión”, en el patrimonio neto. Las ganancias y pérdidas actuariales se amortizan durante el período de servicio promedio restante de los empleados activos de aproximadamente 8 años al 31 de diciembre de 2008, de acuerdo con el procedimiento establecido por SFAS 87. La relación entre las contribuciones realizadas por los patrocinadores y por los participantes del Plan Petros, considerando sólo las atribuibles a la Compañía y subsidiarias en los ejercicios de 2008 y 2007 fue de 1,00 to 1,00. La mejor estimación de la Compañía de contribuciones que se espera pagar en 2009 en relación al plan de pensión es de aproximadamente US$238, la expectativa de total de beneficios a seren pagos en 2009 es de US$923. De acuerdo con la Enmienda Constitucional No. 20, la computación de cualquier déficit en el plan de beneficio definido, de acuerdo con el método actuarial del plan actual (que es diferente del método definido en SFAS 87), debe ser igualmente compartido entre el patrocinador y los participantes, a través de un ajuste en las contribuciones normales. F-72 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (b) Plan de Pensión - Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros (Continuación) El 23 de octubre de 2008, Petrobras y las subsidiarias patrocinadoras del Plan Petros, entidades sindicales y Petros firmaron un Término de Compromiso Financiero, después de la homologación judicial realizada el día 25 de agosto de 2008, para cubrir obligaciones con planes de pensión por un monto de US$2.483 actualizado retroactivamente al 31 de diciembre de 2006 por el Índice de Precios al Consumidor Ampliado (IPCA) + 6% a.a, que se pagará en cuotas semestrales con intereses del 6% a.a. sobre el saldo deudor, actualizados por el IPCA, en los próximos 20 años, conforme previamente establecido en el proceso de repactación. En la misma fecha, Petrobras utilizó el saldo de títulos gubernamentales por un valor de US$623 (US$670 al 31 de diciembre de 2007), para liquidar parte de las obligaciones con el Plan Petros, conforme establecido en el Término de Compromiso Financiero. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de la obligación de Petrobras y sus subsidiarias en relación al Término de Compromiso Financiero era de US$1.850, del cual el monto de US$36 vence en 2009. La obligación por parte de la Compañía, por intermedio del Término de Compromiso Financiero, representa una contrapartida a las concesiones realizadas por los participantes/beneficiarios del Plan Petros en la alteración del reglamento del plan, en relación a los beneficios y en el cierre de litigios existentes. Al 31 de diciembre de 2008, Petrobras tenía Notas del Tesoro Nacional a largo plazo, en el monto de US$1.608 (US$1.907 al 31 de diciembre de 2007), adquiridas como contrapartida a pasivos con Petros, que se mantendrán en la cartera de la Compañía como garantía del Término de Compromiso Financiero. A partir del 1º de julio de 2007, la Compañía inplantó un nuevo plan de pension complementaria, denominado Plan Petros 2, en la modalidad de Contribución Variable (CV) o mixto, para los empleados sin plan de pensión complementaria. La parte de este plan con característica de beneficio definido se refiere a la cobertura de riesgo para invalidez y muerte, garantía de un beneficio mínimo y renta vitalicia y los compromisos actuariales relacionados se han registrado de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada. La parte del plan con característica de contribución definida destinada a la formación de reserva para jubilación programada, se ha reconocido en el resultado del ejercicio a medida que las contribuciones van siendo efectuadas. En el ejercicio de 2008, la contribución de Petrobras y sus subsidiarias para la parte de contribución definida de este plan fue de US$267. F-73 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (b) Plan de Pensión - Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros (Continuación) Petrobras y los otros patrocinadores asumieron completamente las contribuciones correspondientes al período en que los participantes no tenían plan. Este servicio pasado considerará el período a partir de agosto de 2002, o a partir de la fecha de la contratación, hasta el día 29 de agosto de 2007. El plan continuará a admitir nuevos participantes después de esa fecha, pero no incluirá más el pago del servicio pasado. Los desembolsos relacionados al costo del servicio pasado se realizarán, mensualmente, durante el mismo número de meses en que el participante estuvo sin plan, debiendo, por lo tanto, cubrir la parte relativa a los participantes y patrocinadoras. Activos del plan Los activos del plan se invierten principalmente en títulos del gobierno, fondos de inversión, instrumentos patrimoniales y propiedades. El cuadro a continuación describe los tipos de activos del plan: Al 31 de diciembre de Títulos del gobierno Fondos de inversión Instrumentos patrimoniales Otros 2008 Beneficios Contribucion Definidos Variable 43% 38% 92% 12% 7% 100% 8% 100% 2007 Beneficios Contribución Definidos Variable 41% 33% 100% 20% 6% 100% 100% Petros proporcionó algunas financiaciones para la continuación del desarrollo del campo de petróleo y gas Albacora, localizado en la cuenca de Campos, clasificada como títulos de otras partes relacionadas (ver Nota 14). La cartera de inversiones del Plan Petros y del Plan Petros 2 al 31 de diciembre de 2008 estaba formada por: el 70% de renta fija con rentabilidad esperada del 7,37% a.a.; el 24% de renta variable con rentabilidad esperada del 6% a.a.; y el 6% de otras inversiones (operaciones con participantes, inmuebles y proyectos de infraestructura), con rentabilidad esperada del 8% a.a., lo que resultó en una tasa de interés promedio del 7,02% a.a. F-74 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (b) Plan de pensión - Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros (Continuación) Activos del plan (Continuación) Los activos del plan incluyen los siguientes títulos de partes relacionadas: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Acciones ordinarias de Petrobras Acciones preferidas de Petrobas Empresas controladas por el gobierno Títulos gubernamentales Títulos de otras partes relacionadas 134 219 112 5.712 103 6.280 405 602 129 6.806 172 8.114 El Plan Petros tiene el 43% de las inversiones en títulos del gobierno, de los cuales el 94% son representados por NTN-B que por fideicomiso con la Secretaría de Pensión Complementaria se mantendrán hasta el vencimiento. c) Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIB BV · Petrobras Energía S.A. - PEPSA (incluyendo PESA) Plan de pensión de contribución definida Plan de pensión complementaria para los empleados En 2005, Petrobras Energia S.A. (Pesa) implantó este plan de adhesión voluntaria para todos los empleados que cumplían determinadas condiciones. La compañía contribue con montos equivalentes a las contribuciones realizadas por los empleados, de acuerdo con la contribución definida para cada nivel salarial. El costo del plan se reconoce de acuerdo con las contribuciones que la Compañía efectúa y que, al 31 de diciembre de 2008, era equivalente a US$3 (US$2 al 31 de diciembre de 2007). F-75 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (c) Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIB BV (Continuación) · Petrobras Energía S.A. - PEPSA (incluyendo PESA) (Continuación) Plan de beneficio definido Plan “Termination Indemnity” Es un plan de beneficios por el cual los empleados que cumplen determinadas condiciones están aptos para recibir un mes de sueldo por año de trabajo en la empresa, de acuerdo con una escala decreciente, conforme los años de vigencia del plan, en el momento de su jubilación. Fondo Compensador Tienen derecho a este beneficio todos los empleados de Pesa que hayan adherido a los planes de contribuciones definidas en vigor en el transcurso del tiempo y que hayan ingresado en la Compañía antes del 31 de mayo de 1995 y tengan los años de trabajo exigidos. El beneficio se calcula complementariamente a los beneficios otorgados por estos planes y por el sistema de jubilación, de forma que la suma de los beneficios totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan. De acuerdo con lo establecido en el Estatuto de Pesa, la Compañía realiza sus aportes al fondo con base en una propuesta del Directorio a la Asamblea hasta un valor máximo equivalente al 1,5% de los resultados netos de cada ejercicio. Caso haya un valor excedente, debidamente certificado por un actuario independiente, de los fondos aportados a fideicomisos destinados a pagar los beneficios definidos otorgados por el plan, Pesa podrá disponer del referido monto, debiendo, solamente, realizar la debida comunicación al agente fiduciario. · BNansei Sekiyu S.A. Plan de pensión de beneficio definido La Refinería Nansei Sekiyu ofrece a sus empleados un plan de beneficios de jubilación complementaria programada en la modalidad de beneficio definido, en donde los participantes para poder obtener el beneficio debe tener como mínimo 50 años de edad y 20 años de antigüedad en la Compañía. Las contribuciones son efectuadas solamente por la patrocinadora. El plan es administrado por Sumitono Trust. F-76 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (d) Otros planes de contribución definida La subsidiaria Transpetro y algunas controladas de Petrobras patrocinan planes de jubilación a sus empleados, de naturaleza de contribución definida, tales como: Petroquímica Triunfo S.A. y Transportadora Brasileira Gasoduto Bolivia-Brasil (TBG). (e) Beneficios de Plan de Asistencia Médica - “Asistencia Multidisciplinaria de Salud” (AMS) Petrobras y sus subsidiarias brasileñas mantienen un plan de asistencia médica (AMS), con beneficios definidos que incluye a todos los empleados (activos e inactivos) y sus dependientes. El plan es administrado por la propia Compañía y los empleados aportan montos fixados para cobertura de grandes riesgos y con una parte de los costos en que se incurre referentes a las demás coberturas, de acuerdo con las tablas de participación basadas en ciertos parámetros, incluyéndose los niveles salariales, además del beneficio farmacia que prevé condiciones especiales en la adquisición, en farmacias registradas distribuidas por todo el territorio nacional, de ciertos medicamentos. El compromiso de la Compañía relacionado a los beneficios futuros debidos a los participantes del plan lo calcula anualmente un actuario independiente, con base en el método de la Unidad de Crédito Proyectada. El plan de asistencia médica no está respaldado, o asegurado por activos garantizadores. En su lugar, la Compañía paga los beneficios basándose en los costos en que incurren los participantes del plan. Para fines de medición, al adoptar SFAS 106, se asumió una tasa anual de aumento de 8,5% en el costo per capita de los beneficios de asistencia médica cubiertos. Se asumió la tasa anual para reducir a 4% de 2009 a 2037. Las presuntas tasas según la tendencia de costos por asistencia médica tienen un efecto significativo sobre los montos reportados para los planes de asistencia médica posterior a la jubilación. La variación de un uno-por-ciento en las presuntas tasas según la tendencia de costos por asistencia médica tendrían los siguientes efectos: Aumento de un Reducción de un punto porcentual punto porcentual Efecto sobre el total de servicios y componente de costo sobre interés Efecto sobre la obligación por beneficios posteriores a la jubilación F-77 107 (67) 553 (460) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (f) Estado de los fondos proveídos a los planes El estado de los fondos proveídos a los planes al 31 de diciembre 2008 y 2007, basado en el informe del actuario independiente, y de los montos reconocidos en los balances de la Compañía en esas fechas, es el siguiente: 2008 Planes de Pensión Evolucion de las obligaciones de beneficios: Obligaciones con beneficio al inicio del ejercicio Costo del servicio Costo de los intereses Cambio en el Plan Pérdida actuarial (ganancia) Beneficios pagados Nuevo plan de pensión de contribución variable Otros Beneficios Definidos (1) Contribución Variable 23.381 235 2.257 (3.783) (931) 143 49 21 (45) (1) 6.898 108 668 (1.812) (241) (4) 2007 Planes de Pensión Beneficios de Asistencia Médica (2) (4) Beneficios Definidos (1) Contribución Variable 17.238 205 2.018 449 519 (835) 31 7 17 - Beneficios de Asistencia Médica (2) 5.433 102 631 (207) (217) - - - - 136 83 (5.201) 1 (40) (1.396) (15) 3.802 (67) 19 (3) 1.156 16.041 128 4.225 23.381 143 (3) 6.898 18.473 (194) 267 188 (931) 9 19 19 (1) 241 (241) 12.395 3.679 233 166 (835) 1 49 19 - Otros Ganancia en la conversión 768 (4.492) (10) - (48) 2.883 (67) 7 (3) - Valor justo de los activos del plan al final del ejercicio 14.079 36 - 9 (3) - Estado de las contribuciones (1.962) (92) (4.225) (4.908) (134) (6.898) (176) (1.786) (92) - (224) (4.001) (230) (4.678) (134) - (259) (6.639) Ganancia en la conversión Obligaciones con beneficio al final del ejercicio Evolución de los activos del plan: Valor justo de los activos del plan al inicio del ejercicio Rendimiento actual de los activos del plan Contribuciones de la Compañía Contribuciones de los empleados Beneficios pagados Montos reconocidos en el balance general comprenden: Pasivo corriente Pasivo no corriente Pérdidas actuariales netas no reconocidas Costo del servicio anterior no reconocido Otras utilidades integrales acumuladas Total del monto reconocido, neto 18.473 - 217 (217) (1.962) (92) (4.225) (4.908) (134) (6.898) (1.368) 1.621 (21) 116 (1.423) 1.019 1.728 449 16 146 1.381 25 253 95 (404) 2.177 162 1.406 (1.709) 3 (4.629) (2.731) 28 (5.492) F-78 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (f) Estado de los fondos proveídos a los planes (Continuación) (1) Incluye Petros (Compañías del Grupo de Petrobras) y obligaciones de beneficios de pensión de PEPSA y PELSA. (2) Incluye AMS (Compañias del grupo Petrobras) y obligaciones con beneficios del plan de asistencia medica de Liquigás. (3) Parte del plan de contribución definida reclasificada para permitir comparación con los estados contables de 2008. (4) Esta ganancia se debe principalmente al cambio de la tasa de descuento del 6% a.a. en 2007 para el 7,17% a.a. en 2008. El costo de beneficio periódico neto incluye los siguientes componentes: 2008 Planes de Pensión 2007 Beneficios Planes de Pensión de Asistencia Beneficios Contribución Médica Beneficios Contribución Definidos (1) Variable (2) Definidos (1) Variable Costo-beneficio de servicio ganado durante el ejercicio Costo por intereses sobre la obligación por beneficios proyectada Rendimiento esperado de los activos del plan Amortización de pérdida actuarial Amortización de costo de servicio pasado Ganancia en la conversión Contribuciones de empleados Costo de beneficios periódicos netos Beneficios de Asistencia Médica (2) 235 49 108 205 31 102 2.257 21 668 2.018 7 631 (1.848) 2 44 (95) 595 (18) 6 (7) 51 45 2 (165) 658 (1.497) 169 59 59 1.013 (3) 4 6 45 91 81 73 978 (188) (19) - (166) (19) - 407 32 658 847 26 978 Cambios en los montos registrados en otras utilidades integrales acumuladas: 2008 2007 Planes de pensión Otras utilidades integrales acumuladas al comienzo del ejercicio Pérdida (ganancia) actuarial neta Amortización de ganancia (pérdida) actuarial Costo del servicio pasado neto Amortización del costo del servicio pasado neto Ganancia en la conversión Otras utilidades integrales acumuladas al final del ejercicio Planes de Pensión Beneficios de asistencia Beneficios médica definidos Beneficios de asistencia Beneficios definidos Contribución variable 2.177 (1.719) 162 (28) 1.406 (1.812) 3.110 (1.676) 15 1.495 (207) (2) - 1 (45) - (169) 449 136 (91) - (44) (159) (6) (34) (2) 49 (59) 522 (4) 15 (81) 290 253 95 F-79 (404) 2.177 Contribución variable 162 médica 1.406 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (f) Estado de los fondos proveídos a los planes (Continuación) Componentes del Costo de Beneficio Periódico Neto para el próximo año: Los montos que se incluyen en otras utilidades integrales acumuladas al 31 de diciembre de 2008, que se espera sean amortizadas en el costo de post-jubilación periódico neto durante 2009, se muestran a continuación: Planes de Pensión Pérdida (ganancia) actuarial neta no reconocida Costo del servicio pasado no reconocido Beneficios Definidos (1.719) - Contribución Variable (28) 1 Beneficios de Asistencia Médica (1.812) - Las principales suposiciones adoptadas en 2008 y 2007 para el cálculo actuarial se resumen a continuación: 2008 Tasas de descuento Tasas de aumento en los niveles de compensación Tasa de largo plazo esperada para retorno sobre activos Tabla de mortalidad (*) 2007 Beneficios de pensión Beneficios de Asistencia Médica Beneficios de pensión Beneficios de Asistencia Médica Inflación: 5% al 4% a.a. + 7,7% a.a. Inflación: 5% al 4% a.a. + 2,24% a.a. Inflación: 5% a.a. + 7,02% a.a. En el AT 2000* Inflación: 5% al 4% a.a. + 7,7% a.a. Inflación: 5% al 4% a.a. + 2,24% p.a Inflación: 4% a.a.+ 6% a.a. Inflación: 4% a.a.+ 2,4% a.a. Inflación: 4%a.a. + 6,32% a.a. En el AT 2000* Inflación: 4% a.a. + 6% a.a. Inflación: 4% a.a. + 2,4% a.a. No se aplica En el AT 2000* No se aplica En el AT 2000* Separada por sexo (masculino y femenino). Petrobras tiene información en conjunto para todos los planes de pensión de beneficios definidos. Los planes de beneficios nacionales de Petrobras, BR Distribuidora, Petroquisa y REFAP contienen premisas similares y la obligación por beneficios relativa a PEPSA, por el plan internacional, no es significativa con respecto al total de las obligaciones y, de esta manera, también ha sido agregada. Todos los planes de pensión del grupo Petrobras tienen obligaciones de beneficios acumulados que están por encima de los activos del plan. La determinación del gasto y del pasivo relativos al plan de pensión de la Compañía implica el uso del juicio al determinar las premisas actuariales. Estas incluyen estimaciones de futura mortalidad, retiros, variaciones en la remuneración y tasa de descuento para reflejar el valor temporal del dinero así como la tasa de retorno sobre los activos del plan. Estas premisas se revisan por lo menos una vez al año y pueden diferir materialmente de los resultados reales debido a las cambiantes condiciones económicas y del mercado, los eventos reguladores, fallos judiciales, tasas de extracción más altas o más bajas, o vidas más largas o más cortas de los participantes. F-80 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (f) Estado de los fondos proveídos a los planes (Continuación) Según las exigencias de SFAS 87, e interpretaciones subsiguientes, la tasa de descuento deberá basarse en los precios corrientes al cancelarse la obligación de pensión. La aplicación de los preceptos de SFAS 87 en ambientes históricamente inflacionarios, como Brasil por ejemplo, genera determinados problemas, ya que una compañía puede no estar apta a liquidar un pasivo del plan de pensión en momento futuro, considerando que los instrumentos financieros de largo plazo de nivel adecuado pueden no existir localmente como ocurre en los Estados Unidos. Pese a que el mercado brasileño viene demostrando signos de estabilización en el marco del modelo económico actualmente adoptado, conforme se refleja en las tasas de interés del mercado, todavía no es prudente concluir que dichas tasas se mantendrán estables. (g) Aportes de efectivo y pagos de beneficios En 2008, la Compañía contribuyó con US$286 a sus planes de pensión. En 2009, la Compañía espera que las contribuciones asciendan a aproximadamente US$230. Las contribuciones reales dependen de retornos de las inversiones, cambios en la obligaciones de pensión y otros factores económicos. Fondos adicionales pueden ser en última instancia necesarios si los retornos de las inversiones fueren insuficientes para compensar los aumentos en las obligaciones del plan. Se estima que el fondo de pensión pague durante los 10 próximos años los beneficios siguientes, que incluyen servicios estimados en el futuro: Planes de Pensión Beneficios Contribución Definidos Variable 2009 2010 2011 2012 2013 Cinco años siguientes 921 1.010 1.107 1.214 1.326 8.535 F-81 2 3 4 6 9 85 Beneficios de Asistencia Médica 211 238 266 294 327 2.140 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 17. Patrimonio Neto (a) Capital El capital suscrito e integrado de la Compañía al 31 de diciembre de 2008 y 2007 está representado por 5.073.347.344 acciones ordinarias y 3.700.729.396 acciones preferidas conforme redeterminado por el desdoblamiento de acciones que discutiremos a continuación. Las acciones preferidas no garantizan el derecho a voto y no son convertibles en acciones ordinarias y viceversa. Las acciones preferidas tienen prioridad en el recibo de dividendos y retorno del capital. La Asamblea Geral Extraordinaria celebrada el 24 de marzo de 2008 decidió realizar el desdoblamiento en dos de cada acción de la Compañía, resultando en: (a) en la distribución gratuita de 1 (una) nueva acción del mismo tipo, para cada una original con base en la posición accionaria del 25 de abril de 2008; (b) en la distribución gratuita de 1 (una) nueva American Depository Shares (ADS) del mismo tipo para cada ADS original con base en la posición accionaria del 25 de abril de 2008. En la misma fecha, se aprobó una enmienda al Artículo 4 del Estatuto de la Compañía para que el capital se dividiera en 8.774.076.740 acciones, de las cuales 5.073.347.344 son acciones ordinarias y 3.700.729.396 son acciones preferidas, sin valor nominal. Esta enmienda al Estatuto de la Compañía entró en vigor el 25 de abril de 2008. La relación entre los ADSs y las acciones de cada clase permanece siendo de 2 (dos) acciones por un ADS. Todas las informaciones de acciones, ADS, por acción y por ADS en los estados contables y notas adjuntas se han ajustado para reflejar el efecto del resultado del desdoblamiento de acciones. El 11 de mayo de 2007, el Consejo de Administración aprobó la alteración de la relación entre las acciones de la Compañía y los American Depositary Shares (ADS’s) de 4 (cuatro) acciones para cada ADS a 2 (dos) acciones para cada ADS. La alteración pasó a valer a partir del 02 de julio de 2007. Toda la información por ADS en los estados contables y notas adjuntas ha sido ajustada para reflejar el resultado del cambio en la proporción entre las acciones subyacentes emitidas en el nombre de la Compañía y los ADS`s. La ley brasileña actual exige que el Gobierno Federal retenga la propiedad del 50% más una acción del capital con derecho a voto de la Compañía. La Asamblea General Extraordinaria de los Accionistas aprobó el 1º de junio de 2006, la operación de incorporación de acciones de Petroquisa por Petrobras, conforme nueva ratificación del Protocolo de Fusión e Incorporación de la operación de incorporación de acciones firmado entre las dos compañías. El Consejo de Administración de la Compañía aprobó la emisión de 886.670 acciones preferidas de la Compañía en conexión con la incorporación de acciones de Petroquisa por Petrobras. F-82 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 17. Patrimonio Neto (Continuación) (a) Capital (Continuación) El 15 de diciembre de 2006, de acuerdo con lo establecido en el artículo 29, inciso II del Estatuto de la Compañía, el Consejo de Administración autorizó la recompra de hasta 91.500.000 acciones preferidas en circulación para futura cancelación, utilizándose de recursos de las reservas de utilidades. El período autorizado para la recompra expiró en 2007 y la opción de recompra no había sido ejercida. La Asamblea General Extraordinaria, realizada en conjunto con la Asamblea General Ordinaria el 04 de abril de 2008, aprobó el aumento del capital social de la Compañía de US$20.816 (R$52.644 millones) para US$36.194 (R$78.967 millones), mediante la capitalización de parte de las utilidades retenidas registradas durante años anteriores ascendiendo a US$14.782 (R$25.302 millones) y parte de las reservas de capital, ascendiendo a US$596 (R$1.020 millones), formadas por US$99 (R$169 millones) del fondo de reserva de la Marina Mercante AFRMM y US$497 (R$851 millones) de la reserva de incentivos fiscales sin emisión de nuevas acciones, de acuerdo con el artículo 169, párrafo 1º, de la Ley 6.404/76. En la Asamblea General Extraordinaria realizada juntamente con la Asamblea General Ordinaria el 2 de abril de 2007, los accionistas de Petrobras aprobaron el aumento del capital social de la Compañía para US$20.816 (R$52.644 millones) a través de capitalización de reservas de utilidades acumuladas constituidas en ejercicios anteriores por US$1.647 (R$3.372 millones) y de reserva estatutaria, por un valor de US$492 (R$1.008 millones), sin emisión de nuevas acciones, de acuerdo con el artículo 169, párrafo 1º, de la Ley Nº 6.404/76. En la Asamblea General Extraordinaria, realizada juntamente con la Asamblea General Ordinaria, el 3 de abril de 2006, los accionistas de la Compañía aprobaron un aumento del capital de la Compañía para US$18.677 (R$48.248 millones) a través de la capitalización de reservas de utilidades acumuladas durante los ejercicios financieros anteriores, por un monto de US$6.976 (R$15.012 millones), sin emisión de nuevas acciones, de acuerdo con el artículo 169, párrafo 1º, Ley No. 6.404/76. F-83 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 17. Patrimonio Neto (Continuación) (b) Dividendos e interés sobre el capital propio De acuerdo con los estatutos de la Compañía, los tenedores de acciones preferidas y ordinarias tienen derecho a un dividendo mínimo de 25% de la utilidad neta anual como se estipula en la Ley Corporativa Brasileña. Además, los accionistas preferidos tienen prioridad en el recibo de un dividendo anual de por lo menos 3% del valor de libro de las acciones o el 5% del capital pagado referente a las acciones preferidas, como se asevera en los registros contables estatutarios. A partir del 1º de enero de 1996, los montos atribuidos a los accionistas como interés (ver a continuación) puede ser deducido del computo del dividendo mínimo. Los dividendos se pagan en reales brasileños. La Compañía pagó dividendos de US$158 durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 (2007 - US$778, 2006 - US$760). La distribución de los dividendos ganados desde el 1º de enero de 1996 no está sujeta a la retención de impuestos. La Compañía hace provisión o para los dividendos mínimos o para la participación total sobre el patrimonio neto en donde el beneficio impositivo haya sido reconocido al 31 de diciembre. Las corporaciones brasileñas están autorizadas a atribuir interés sobre el capital propio de los accionistas, que puede ser pagado en efectivo o usarse para aumentar el capital. El cálculo se basa en los montos del patrimonio neto como se expresa en los registros contables estatutarios y la tasa de interés aplicada no puede exceder la Tasa de Interés de Largo Plazo (“TJLP”) como lo determina el Banco Central de Brasil. Tal interés no puede ser superior al máximo de 50% de la utilidad neta o al 50% de las utilidades retenidas más las reservas de utilidad. El interés sobre el capital propio está sujeto a los impuestos retenidos en el origen a una tasa del 15%, excepto en el caso de accionistas no alcanzados o exentos, como lo establece la Ley No. 9.249/95. La Compañía pagó US$4.589 en interés sobre el capital propio durante el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2008 (2007 - US$3.225, 2006 - US$2.453). El interés sobre el capital propio se incluyó en los dividendos propuestos para el año, conforme establecido en los estatutos de la Compañía, y generó créditos de impuesto sobre la renta y contribución social de US$995 (US$998 en 2007, y US$994 en 2006) (ver Nota 3). La propuesta para los dividendos de 2008 que se está presentando por el Consejo de Administración de Petrobras para la aprobación de los accionistas en la Asamblea General Ordinaria que se realizará el 08 de abril de 2009, por un valor de US$4.242, está de acuerdo con los estatutos en lo que se refiere a los derechos garantizados de las acciones preferidas (artículo 5) e incluyen interés sobre el capital, ya aprobado por el Consejo de Administración. F-84 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 17. Patrimonio Neto (Continuación) (b) Dividendos e interés sobre el capital propio (Continuación) Los dividendos y la parte del interés sobre el capital propio se pagarán en una fecha a ser establecida por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Estos montos serán actualizados monetariamente a partir de 31 de diciembre de 2008 hasta la fecha de inicio del pago, de acuerdo com la variación de la tasa SELIC. El 4 de abril de 2008, la Asamblea General Ordinaria aprobó dividendos en relación al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007, por un monto de US$3.715, de acuerdo con los estatutos en lo que se refiere a los derechos garantizados de la acciones preferidas (artículo 5) e incluyen interés sobre el capital propio, ya aprobado por el Consejo de Administración. Los dividendos se corrigieron monetariamente de acuerdo con la variación de la tasa SELIC a partir del 31 de diciembre de 2007 hasta la fecha inicial del pago. El saldo restante de los dividendos en relación al ejercicio de 2007, aprobados por la Asamblea General Ordinaria celebrada el 04 de abril de 2008, por un monto de US$495 (después de deducidos los dividendos distribuidos anteriormente a los accionistas el 23 de enero, el 31 de marzo y el 30 de abril de 2008, por un monto de US$3.220), se pagaron a los accionistas el día 03 de junio de 2008. Los intereses sobre el capital propio fueron adjudicados a los dividendos propuestos del ejercicio, en la forma prevista en el Estatuto Social de la Compañía. La Asamblea General Ordinaria del 02 de abril de 2007 aprobó dividendos referentes al ejercicio de 2006, por el monto de US$3.693, incluyendo interés sobre el capital propio, de los cuales US$2.052 fueron puestos a disposición de los accionistas el día 4 de enero de 2007, con base en la posición accionaria del 31 de octubre de 2006, US$923 se colocaron a disposición el día 30 de marzo de 2007, con base en la posición accionaria del 28 de diciembre de 2006 y el saldo restante de US$718, se puso a disposición dentro del plazo legal el 17 de mayo de 2007, con base en la posición accionaria del 02 de abril de 2007. F-85 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 17. Patrimonio Neto (Continuación) (b) Dividendos e interés sobre el capital propio (Continuación) Estos dividendos fueron actualizados de acuerdo con la tasa de interés Selic del 31 de diciembre de 2006 al 17 de mayo de 2007, la fecha de pago. La ley brasileña permite el pago de los dividendos sólo a partir de las utilidades retenidas según se expresa en los registros contables estatutarios. Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía había asignado todas esas utilidades retenidas. Además, al 31 de diciembre de 2008, la reserva de utilidades retenidas asignadas no distribuida que asciende a US$12.123, puede ser utilizada para la distribución de dividendos siempre que dicha utilización sea aprobada por los accionistas, sin embargo, la Compañía tiene intención de usar tal reserva para financiar su capital de trabajo y gastos de capital. F-86 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 17. Patrimonio Neto (Continuación) (c) Utilidades básicas y diluidas por acción Los montos de las utilidades básicas y diluidas por acción se han calculado de la siguiente manera: Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Utilidad neta para el año 18.879 13.138 12.826 Menos dividendos prioritarios de acciones preferidas Menos dividendos de acciones ordinarias hasta los dividendos prioritarios de acciones preferidas por cada acción (749) (813) (577) (1.027) (1.115) (791) Utilidad neta remanente a asignarse igualmente a acciones ordinarias y preferidas 17.103 11.210 11.458 5.073.347.344 3.700.729.396 5.073.347.344(**) 3.700.729.396 (**) 5.073.347.344 (**) 3.699.806.288 (**) Utilidades básicas y diluidas por acción Ordinaria y preferida 2,15 1,50(**) 1,46(**) Utilidades básicas y diluidas por ADS 4,30 3,00(**) 2,92(*)(**) Cantidad promedia ponderada de acciones en circulación Ordinarias/ADS Preferidas/ADS (*) Reajustado debido a los efectos del cambio en la proporción entre las acciones subyacentes emitidas en el nombre de la Compañía y las American Depositary Shares el 2 de julio de 2007. (**) Considera el efecto del desdoblamiendo de acciones de 2 por 1 que tuvo lugar el 25 de abril de 2008. (d) Reservas de capital · AFRMM Se refiere al adicional del flete para la renovación de la marina mercante (AFRMM) de acuerdo con la legislación vigente. Estos fondos se usan para comprar, ampliar o reparar buques de la flota de transporte de la Compañía. F-87 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 17. Patrimonio Neto (Continuación) (d) Reservas de capital (Continuación) · Reserva de incentivo fiscal Esta reserva consiste en inversiones en incentivos fiscales, proveniente de asignaciones de una parte del impuesto sobre la renta de la Compañía. Se refiere a incentivos fiscales en el Nordeste, dentro de la región cubierta por la Agencia de Desarrollo del Nordeste (ADENE), asegurando una reducción del 75% sobre el impuesto sobre la renta a pagar, calculado sobre las utilidades de la exploración de las actividades incentivadas. Al 31 de diciembre de 2008, este incentivo ascendía a US$219 (US$712 al 31 de diciembre de 2007), y solamente se pode utilizar para contrarrestar pérdidas o para un aumento de capital, conforme determinado en el Artículo 545 de las Reglamentaciones del Impuesto sobre la Renta y se ha registrado por el método “flow through”. El 10 de mayo de 2007, la Hacienda Federal de Brasil reconoció el derecho de Petrobras de deducir ese incentivo del impuesto sobre la renta debido, comprendiendo los periodos fiscales de 2006 hasta 2015. Las donaciones y subvenciones para inversión registradas contablemente hasta el 31 de diciembre de 2007 se mantendrán en reserva de capital hasta su total utilización. (e) Utilidades retenidas asignadas La Ley brasileña y los estatutos de la Compañía exigen que ciertas asignaciones se hagan anualmente a partir de utilidades retenidas hacia las cuentas de reserva. El propósito y base de la asignación a tales reservas se presenta a continuación: · Reserva legal Esta reserva es un requisito para todas las corporaciones brasileñas y representa la asignación anual del 5% de las utilidades netas como se expresa en los registros contables estatutarios hasta un límite de 20% del capital. La reserva puede ser usada para incrementar el capital o para compensaciones por pérdidas, pero no se puede distribuir como dividendos en efectivo. F-88 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 17. Patrimonio Neto (Continuación) (e) Utilidades retenidas asignadas (Continuación) · Reserva de utilidades no distribuidas Esta reserva se establece de acuerdo con el Articulo 196 de la Ley No. 6.404/76 para proveer de fondos el programa de inversiones anuales de la Compañía. La asignación de la utilidad neta para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2006 incluye una retención de utilidades de US$8.004 de la cual US$7.775 se refiere a la utilidad neta para el ejercicio y US$229 al saldo restante de utilidades retenidas. Se pretendía que esta propuesta cubrise parcialmente el programa de inversiones anuales establecido en el presupuesto de capital para 2007, ad referéndum de la Asamblea General de los Accionistas celebrada el 2 de abril de 2007. La asignación de la utilidad neta para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2007 incluye retención de utilidades de US$7.954 con un monto de US$7.951 proveniente de la utilidad neta del ejercicio y el saldo restante de utilidades retenidas de US$3. Esta propuesta fue para cumplir parcialmente con el programa de inversión anual establecido en el presupuesto de inversiones en activo fijo para 2008, ad referendum en la Asamblea General de Accionistas que se realizó el 4 de abril de 2008. La asignación de la utilidad neta para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 incluye retención de utilidades de US$10.790 con un monto de US$10.175 proveniente de la utilidad neta del ejercicio y el saldo restante de utilidades retenidas de US$615. Esta propuesta es para cumplir parcialmente con el programa de inversión anual establecido en el presupuesto de inversiones en activo fijo para 2009, ad referendum en la Asamblea General de Accionistas que se realizará el 8 de abril de 2009. · Reserva estatutaria Esta reserva se provee a través de un monto equivalente a un mínimo del 0,5% del capital suscripto y pagado por completo al final del ejercicio. Esta reserva se destina al fondo de costos incurridos con programas de investigación y de desarrollo tecnológico. El saldo acumulado de esta reserva no puede sobrepasar el 5% de las acciones de capital, según el Artículo 55 de los estatutos de la Compañía. F-89 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (a) Reputación mercantil (Goodwill) La reputación mercantil o goodwill representa el exceso del precio de compra sobre el valor justo estimado de los activos netos adquiridos en la compra de un negocio. De acuerdo con SFAS No. 142 “Reputación Mercantil (Goodwill) y Otros Activos Intangibles (“SFAS 142”), la reputación mercantil corporativa no se amortiza, pero pasa por un test de impairment, en el nivel de unidad declarante, que es un segmento operativo o un nivel por debajo de un segmento operativo. La Compañía realiza su revisión anual de impairment de reputación mercantil en el cuarto trimestre de cada año y siempre que los eventos y cambios en las circunstancias sugieran que el valor contable puede no ser recuperable. El impairment de reputación mercantil incluye un abordaje en dos etapas. En la primera la Compañía compara el valor justo de la unidad declarante con su valor contable, incluyendo la reputación mercantil. Si el valor justo es menor que el valor contable, incluyendo la reputación mercantil, existe una indicación de pérdida de impairment que se mide al realizar la segunda etapa. En la segunda etapa, el valor justo estimado de la primera etapa se utiliza como precio de compra en una adquisición hipotética de la unidad declarante. En combinaciones de compra de negocios se siguen reglas contables para determinar una asignación de precio de compra hipotético a los activos y pasivos de la unidad declarante. El monto residual de reputación mercantil que resulta de esta asignación hipotética de precio de compra se compara con el monto registrado de reputación mercantil de la unidad declarante y el monto registrado se reduce de valor en los libros para el valor hipotético, si es menor. Durante el cuarto trimestre de 2008, la compãnía registró una pérdida de impairment de reputación mercantil de US$223 en la subsidiaria indirecta de Petrobras en Estados Unidos, Pasadena Refining System, que incluye una refinería y una comercializadora. Los factores principales para el impairment de reputación mercantil fueron los siguientes: (a) redución en el precio del petróleo crudo y de los productos derivados de petróleo; (b) una redución del margen bruto de los productos refinados en el mercado al por mayor; y (c) una disminución de la demanda de productos refinados. · Cambio en el saldo de la reputación mercantil del negocio para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008 y 2007: Saldo al 31 de diciembre de 2006 Compañías comercializadoras y refinadoras en EE.UU Utilización de los quebrantos impositivos a transportar Ajustes de conversión acumulados Saldo al 31 de diciembre de 2007 Reputación mercatil de PIB BV Impairment de la reputación mercantil en el Pasadena Refining System Ajustes de conversión acumulados Saldo al 31 de diciembre de 2008 F-90 243 223 (168) 15 313 50 (223) (22) 118 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación) (b) Adquisición de refinería japonesa y otros activos El 9 de noviembre de 2007, Petrobras firmó un acuerdo de compra del 87,5% de las acciones de la empresa japonesa Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS) con TonenGeneral Sekiyu Kabushiki Kaisha (TGSK), subsidiaria de ExxonMobil por un valor aproximado de US$50. La adquisición incluye una refinería con capacidad de 100.000 bpd, que refina petróleo leve y produce derivados de petroleo de alta calidad. Cuenta también con una terminal de petróleo y derivados con capacidad de almacenaje de 9,6 millones de barriles, tres piers con capacidad de recibir navíos de productos de hasta 97.000 deadweight tonnage (dwt) y una mono-boya para navíos Very Large Crude Carriers (VLCC) de hasta 280.000 dwt. La transferencia del control accionario se realizó en abril de inmaterialidad, la información proforma no se ha presentado. 2008. Debido a su (c) Incorporación de una compañía de biodiesel - Petrobras Biocombustível S.A. Con la creación de la subsidiaria Petrobras Biocombustível S.A. el 16 de junio de 2008, Petrobras aprovechó la oportunidad empresarial derivada del aumento de la demanda mundial de biocombustibles y, también, fortaleció su posición de empresa comprometida con el medio ambiente y con el desarrollo social. Además de contribuir para la reducción del calentamiento global, los biocombustibles permiten la generación de empleo e ingresos en el campo con la utilización de agricultura familiar en la producción de las materias primas. · Refinerías de biodiesel El 29 de julio de 2008, se inauguró en Candeias (Estado de Bahia) la primera refinería de producción comercial de biodiesel de Petrobras. La Refinería de Quixadá (Estado de Ceará) se inauguró el 20 de agosto de 2008 y en enero de 2009 la Refinería de Montes Claros (Estado de Minas Gerais) comenzó su producción. Las tres refinerías tienen la misma capacidad de producción, ascendiendo a 170 millones de litros al año. En 2008, las refinerías inauguradas fueron operadas por Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, mientras Petrobras Biocombustível S/A aguardaba definiciones relacionadas a cuestiones regulatorias que envuelven la autorización para producir, expedidas por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles - ANP. La autorización fue concedida el 08 de enero de 2009. F-91 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación) (c) Incorporación de una compañía de biodiesel - Petrobras Biocombustível S.A. (Continuación) · Refinerías de biodiesel (Continuación) Las implantaciones de las tres refinerías están acompañadas de un programa para el desarrollo del mercado agrícola regional que suministrará la materia prima para la producción de biodiesel. De esa forma, habrá un aumento de la generación de empleo e ingresos, observándose siempre la sustentabilidad empresarial, social y ambiental. La empresa sigue las premisas del Programa Nacional de Producción y Uso de Biodiesel y está comprometida en la obtención del Sello Combustible, ya conquistado por las Refinerías de Candeias y Quixadá y en fase final de obtención por la Refinería de Montes Claros. Petrobras Biocombustível entregará, en el primer trimestre de 2009, el volumen negociado en la 12ª. subasta de la ANP, ascendiendo a 14,5 millones de litros, por medio de las tres refinerías de biodiesel. · Acuerdo internacional para el fomento del desarrollo de la agricultura familiar Petrobras Biocombustível, GTZ (Cooperación Técnica Alemana) y la Empresa de Asistencia Técnica y Extensión Rural del Estado de Ceará (Ematerce) han firmado un convenio que ampliará la prestación de servicios de asistencia técnica a los agricultores familiares que suministran materia prima para la Refinería de Quixadá en el Estado de Ceará. Esta alianza aumentará el trabajo de apoyo a la organización social y el fortalecimiento de la agricultura familiar en el Estado de Ceará, de forma sustentable. En total, serán 47 técnicos y consultores, suministrados por los tres socios, que actuarán en el desarrollo de las actividades previstas por este convenio para un período de dos años, beneficiando a casi ocho mil agricultores de la zona del Sertão Central de el Estado de Ceará, de la región de Quixadá. GTZ - empresa pública de derecho privado alemana que administra proyectos de cooperación técnica en alianzas con instituciones públicas y privadas en diversas partes del mundo, contribuirá con su experiencia en actividades de apoyo a la agricultura familiar. F-92 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación) (c) Incorporación de (Continuación) · una compañía de biodiesel- Petrobras Biocombustível S.A. Complejos de biodiesel Comenzaron las acciones para transferencia de participación accionaria de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras para la empresa Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS para Petrobras Biocombustível S.A. PCBIOS es una sociedad por acciones de capital cerrado, constituida de acuerdo con las normas legales en vigor en Brasil, formada por Petrobras y Mitsui & Co. con el 50% de participación accionaria cada una, cuyo objetivo es la participación en complejos bioenergéticos en calidad de accionista, o en cualquier otra sociedad o proyecto en Brasil, especialmente para la inversión en sociedades constituidas para el desarrollo de proyectos de bioenergía. (d) Adquisición de activos de distribución en Chile El 7 de agosto de 2008, Petrobras firmó un acuerdo para la compra de la participación de ExxonMobil en Esso Chile Petrolera y en otras empresas chilenas asociadas. El acuerdo incluye el negocio de combustibles en los mercados minoristas, industrial y de aviación (los negocios químicos, de lubricantes y de productos especiales de Exxonmobil en Chile no forman parte del acuerdo) y la transferencia del control deberá realizarse en el segundo trimestre de 2009, juntamente con el pago de aproximadamente US$ 400. Debido a su inmaterialidad, la información proforma no se ha presentado. (e) Adquisición en Argentina El 29 de septiembre de 2008, se concluyó la adquisición por PESA en Argentina del 25,67% de los activos de los bloques de Sierra Chata que ya producen gas natural y del 52,37% de los activos de Parva Negra, en fase de exploración, de propiedad de ConocoPhilips por un monto total de US$77, aumentado principalmente por cambios en el capital de trabajo. Debido a la inmaterialidad, no se ha presentado información proforma. . F-93 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación) (f) Opción de compra del 50% restante de la Refinería de Pasadena En decisión preliminar emitida el 24 de octubre de 2008, en el ámbito de proceso arbitral existente entre Petrobras América Inc. y otras (“PAI”) y Astra Oil Trading NV y otras (ASTRA), que tramita de acuerdo con las reglas de arbitraje del Internacional Centre for Dispute Resolution, se consideró válido el ejercicio de la opción de venta (“put option”) ejercido por ASTRA en relación a PAI del 50% restante de las acciones de ASTRA en la empresa Pasadena Refinery Systems Inc. (“PRSI”), una empresa que tiene participaciones en Refinería de Pasadena, y en la empresa a ella vinculada de “trading”, ambas con oficinas operativas en Texas. La decisión también determinó como válido el ejercicio de la opción de venta, por parte de sus compañías afiliadas, de PRSI Trading Company LP, una empresa fundada para la comercialización, venta y distribución de petróleo crudo y productos derivados refinados por la refinería. Las responsabilidades operativas, gerenciales y financieras se transfirieron a PAI, con base en esa decisión preliminar. Sin embargo, el precio final a pagar por estas acciones restantes será definido por la decisión final emitida en el arbitraje, puesto que las partes discuerdan en lo que se refiere al valor atribuido a las acciones. No se ha registrado ninguna combinación de negocios, puesto que no hubo transferencia de acciones, cambios de consideración y transferencia de control efectivo. (g) Adquisición de la Termoeléctrica Juiz de Fora El 04 de octubre de 2007, Petrobras compró de Energisa S.A. el 100% de las acciones de la Usina Termoeléctrica Juiz de Fora, usina a gas natural, con capacidad de potencia instalada de 87 MW, y que tiene contratos de suministro de energía para venta hasta 2022. Adicionalmente, se firmó entre Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. y Energisa S.A. un contrato para uso de los derechos sobre la comercialización de energía con las subsidiarias de Energisa en la región Nordeste del Brasil. El precio de compra fue de US$119 (R$210 millones). Debido a su inmaterialidad, la información proforma no se ha presentado. F-94 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación) (h) Refinaria Abreu e Lima La Refinaria Abreu e Lima S.A. fue constituida el 07 de marzo de 2008 como una sociedad anónima de capital cerrado. La Compañía tiene sede en el Complejo Industrial Portuario de SUAPE, en el municipio de Ipojuca, Estado de Pernambuco y su objetivo corporativo es la construcción y operación de una refinería de petróleo, así como la refinación, procesamiento, comercialización, importación, exportación y transporte de petróleo y sus derivados, produtos relacionados y biocombustibles. El inicio de las operaciones está previsto para el segundo semestre de 2010, alcanzando carga plena en 2011. La Refinaria Abreu e Lima demandará una inversión de US$4.050 y tendrá capacidad para procesar 200 mil barriles de petróleo por día. Casi el 65% del volumen procesado será de diesel, el derivado combustible de mayor consumo en Brasil. También se producirán gas de cocina (GLP), nafta petroquímica y coque (combustible sólido con aplicación en siderúrgicas, fábricas de cemento, térmicas e industrias del aluminio). El proyecto de la refinería esta especialmente avanzado en lo que se refiere a tecnología. La unidad será la primera que procese el 100% de petróleo pesado de Petrobras. Además, tendrá capacidad para producir derivados de petroleo con bajo tenor de azufre. La Refinaria Abreu e Lima comenzará sus operaciones produciendo diesel con 50 ppm (partes por millón) de azufre y puede llegar a producir diesel con 10 ppm de azufre, el estándar europeo actual. 19. Compromisos y Contingencias Petrobras está sujeta a un número de compromisos y contingencias que provienen del curso normal de sus negocios. Además, las operaciones y utilidades de la Compañía han sido, y pueden ser en el futuro, afectadas en ocasiones en grados que varían por desarrollos políticos y leyes, así como debido a regulaciones, tales como el continuo papel del Gobierno Federal como accionista controlador de la Compañía, el status de la economía brasileña, la forzada venta de activos, incrementos relacionados con los impuestos y reclamaciones fiscales retroactivas, además de las regulaciones ambientales. No es posible estimar en este momento la probabilidad de esas contingencias y su efecto total sobre la Compañía. La Compañía actualmente tiene diversos contratos para la compra de petróleo crudo, combustible diesel y otros derivados del petróleo, que requieren que la Compañía compre un mínimo de aproximadamente 134.031 barriles por día a los precios actuales de mercado. F-95 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) Petrobras proporcionó garantías a ANP para el programa de exploración mínima definido en los contractos de concesión referente a las áreas de exploración, totalizando US$2.513 (US$2.984 en 2007). De este total, US$1.154 (US$1.302 en 2007) representan una garantía en el petróleo a ser extraído de yacimientos previamente identificados ya en producción, para las áreas en las cuales la Compañía ya había hecho descubiertas comerciales o inversiones. Para áreas cuyas concesiones se obtuvieron a través de licitación a partir de la ANP, Petrobras brindó garantías bancarias por un total de US$522 hasta el 31 de diciembre de 2008 (US$506 en 2007). Petrobras firmó un contrato con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), para la compra de un total de 201.900 millones de m3 de gas natural durante el período de vigencia del contrato, comprometiéndose a comprar volúmenes mínimos anuales al precio calculado de acuerdo con una fórmula indexada al precio del petróleo combustible. El contrato estará en vigor hasta 2019 y se renovará hasta que el volumen total contratado haya sido consumido. El ducto alcanzó un rendimiento promedio de 29,3 millones de metros cúbicos por día durante 2008. La Compañía tiene contratos exclusivos de suministro con ciertas estaciones de servicio. Estos contratos son generalmente por siete años y requieren que la Compañía venda el producto a precios de mercado. (a) Litigios La Compañía es parte de numerosas acciones legales envolviendo asuntos civiles, impositivos, laborales, corporativos y ambientales, generados en el curso normal de los negocios. Basados en la asesoría jurídica interna y el mejor juicio de su Administración, la Compañía ha registrado provisiones en valores suficientes para atender pérdidas consideradas probables y estimables razonablemente. Al 31 de Diciembre de 2008 y 2007, los respectivos montos provisionados por tipo de proceso se muestran a continuación: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Reclamaciones laborales Reclamaciones impositivas Reclamaciones civiles Reclamaciones comerciales y otras contingencias 50 81 220 28 58 149 155 20 Total 379 382 Contingencias corrientes (23) (30) Contingencias no corrientes 356 352 F-96 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (a) Litigios (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, de acuerdo con la ley brasileña, la Compañía ha pagado US$798 y US$977, respectivamente, en depositarías federales para proporcionar garantía por estas y otras reclamaciones hasta que sean liquidadas. Estos montos se reflejan en el balance general como depósitos restringidos por procesos legales y garantías. Brasoil y Petrobras participan en diversos contratos en relación a la conversión y adquisición de la Plataforma P-36 que sufrió pérdida total en un accidente en 2001. De acuerdo con esos contratos, Brasoil y Petrobras se comprometieron a depositar cualquier reembolso de seguro por un valor de US$175, en caso de accidente, en favor de un Agente de Seguros para el pago de los acreedores, de acuerdo con los términos contractuales. Un proceso legal iniciado por las compañías que reclaman parte de esos pagos se encuentra actualmente en curso en un Tribunal de Londres, puesto que Brasoil y Petrobras entienden que tienen derecho a esos montos, de acuerdo con el mecanismo de distribución determinado en el contrato. En la fase actual del litigio, Petromec, parte contractual envuelta, registró, el 29 de septiembre de 2008 un pleito contra Brasoil y Petrobras por el monto de US$154 más intereses. La defensa de Brasoil y Petrobras debe presentarse en mayo de 2009. El juicio del pleito de Petromec sucederá en 2010. Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda. El 23 de noviembre de 1992, Porto Seguro Imóveis Ltda., un accionista minoritario de Petroquisa, entabló una acción judicial contra Petrobras en un Tribunal del Estado de Río de Janeiro por supuestas pérdidas sufridas, debido a la venta de la participación accionaria minoritaria de Petroquisa en varias compañías petroquímicas, incluidas en el Programa Nacional de Privatización (“Programa Nacional de Desestatização”), creado por la Ley No. 8.031/90. En esta acción, el demandante solicita que Petrobras, como accionista mayoritaria de Petroquisa, sea obligada a resarcir los daños causados al patrimonio de Petroquisa, a consecuencia de los actos corporativos que aprobaron el precio de venta mínimo atribuido a su participación accionaria en el capital de las compañías privatizadas. La decisión fue emitida el 14 de enero de 1997, considerando a Petrobras responsable por daños causados a Petroquisa por un monto equivalente a US$3.406. Además a ese monto, Petrobras fue sentenciada a pagar, a favor del demandante, el 5% del monto relativo a la indemnización como una prima (véase artículo 246, párrafo 2 de la Ley No. 6.404/76), así como los honorarios de los abogados del 20% sobre esa suma. No obstante, como el monto debido tiene que ser pagado a Petroquisa y Petrobras posee el 99,0% de su capital en acciones, el desembolso efectivo, en caso de que la decisión no sea rechazada, debe restringirse al 25% del monto total. F-97 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (a) Litigios (Continuación) Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda. (Continuación) Con relación a la decisión publicada el 5 de junio de 2006, la Compañía está ahora esperando asignación de la agenda para reexaminar la cuestión relacionada al bloqueo de la Apelación Especial de Petrobras. Si el monto fijado no se revierte, la indemnización estimada para Petroquisa, incluyendo corrección monetaria e interés, seria de US$5.854. Como Petrobras posee el 100% del capital accionario de Petroquisa, una porción de la indemnización estimada en US$3.863 no representará un desembolso por parte del Grupo Petrobras. En caso de pérdida, Petrobras tendría que pagar US$293 a Porto Seguro y US$1.171 a Lobo & Ibeas a título de honorarios de abogados, no obstante, basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía no espera obtener una decisión desfavorable en este caso y considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. Autor: La Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro (FEPERJ) La Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro (FEPERJ) en nombre de sus miembros, ha entablado una acción de reclamación solicitando indemnización por un derramamiento de petróleo en la Baía de de Guanabara, ocurrido el 18 de enero del 2000. En aquella época, Petrobras pagó indemnización extrajudicial a todas las personas que comprobaron que eran pescadores cuando ocurrió el accidente. De acuerdo con los archivos del registro nacional de pescadores, solamente 3.339 personas podrían solicitar indemnización. El 02 de febrero de 2007, se publicó una decisión aceptando parcialmente el informe de pericia y, bajo el pretexto de cuantificar el valor de la sentencia, se determinó que los parámetros para el cálculo correspondiente, basado en los criterios, resultaría en un monto de US$472. Petrobras presentó apelación contra esta decisión ante el Tribunal de Apelación de Río de Janeiro, porque los parámetros establecidos en la decisión ya habían sido especificados por el mismo tribunal. El recurso fue aceptado. El 29 de junio de 2007, se publicó la decisión de la Primera Cámara Civil del Tribunal de Apelación del Estado de Río de Janeiro, negando aceptación del recurso de Petrobras y aceptando el recurso de la FEPERJ, lo que representa un significativo aumento en el valor de la condenación, puesto que, además de haber mantenido el período de indemnización en 10 años, aumentó la cantidad de pescadores beneficiarios. La Compañía interpuso recursos especiales de apelación contra la decisión y se encuentra aguardando una audiencia con la Corte Superior de Justicia (STJ). De acuerdo con los peritos de la Compañía, el valor registrado de US$15 representa la indemnización a ser establecida por el tribunal al final del proceso. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. F-98 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (a) Litigios (Continuación) Autor: Compañías de Distribución La Compañía fue procesada por ciertas pequeñas compañías de distribución de petróleo que alegaban que la Compañía no traspasa a los gobiernos de los estados el impuesto al valor agregado doméstico sobre las ventas y servicios (ICMS), retenido por la Compañía de acuerdo con la legislación, al momento de la venta de combustible. Estas acciones judiciales se presentaron en los estados de Goiás, Tocantins, Bahia, Pará, Maranhão y en el Distrito Federal. Del monto total relativo a acciones legales de aproximadamente US$312 hasta el 31 de diciembre de 2008, aproximadamente US$34 (US$45 en 2007) habían sido retirados de las cuentas de la Compañía como consecuencia de decisiones judiciales de adelanto de compensación, que fueron anuladas debido a una apelación presentada por la Compañía. La Compañía, con el apoyo de las autoridades del estado y federales, ha impedido con éxito la ejecución de otros retiros, y realiza todos los esfuerzos posibles para obtener el reembolso de las sumas que fueron anticipadamente retiradas de sus cuentas. Autor: IBAMA (Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Renovables) Incumplimiento de la cláusula de Término de Acuerdo y Compromiso - TAC en relación a la Cuenca de Campos de 08/11/04 por continuidad de perforación sin aprobación previa. Decisión en primera instancia administrativa, condenando a Petrobras al pago por la falta de cumplimento del TAC. La Compañía interpuso recurso administrativo que aguarda juicio. La exposición máxima para Petrobras, actualizada monetariamente al 31 de diciembre de 2008, es de US$56. Basada en la opinión de sus asesores juridicos, la Compañía ha evaluado que hay un posible riesgo de pérdida. (b) Notificación del INSS – responsabilidad conjunta La Compañía recibió varias actas de infracción fiscales con relación a los montos de seguridad social a pagar debido a irregularidades en la presentación de la documentación requerida por el INSS, para eliminar su responsabilidad conjunta al contratar servicios de construcción civil y otros, estipulados en los párrafos 5 y 6 del artículo 219 y los párrafos 2 y 3 del artículo 220 del Decreto No. 3.048/99. Para asegurar la presentación de apelaciones y/o la obtención del Certificado de Ausencia de Débitos por parte del INSS, US$49 de los montos desembolsados por la Compañía se registraron como depósitos restringidos por procesos legales y garantías y pueden recuperarse en las respectivas acciones en curso, relacionadas a 331 notificaciones que ascienden a US$155. El departamento jurídico de Petrobras cree en una posible derrota en relación a estos lanzamientos fiscales y considera posible el riesgo de un fucturo desembolso en el. F-99 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de infracción Autor: Dirección General Impositiva de Río de Janeiro - Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente relacionado a fletamento de buques La Dirección General Impositiva de Río de Janeiro labró dos Actas de Infracción en contra de la Compañía en relación a impuesto sobre la renta retenido en la fuente (IRRF) sobre remesas de pagos al exterior con relación al fletamento de buques de plataforma móvil entre el año 1998 y el año 2002. La Dirección General Impositiva, con base en la Ley No. 9.537/97, Artículo 2, considera que las plataformas de perforación y producción no pueden clasificarse como buques marítimos y por lo tanto no deben fletarse, sino arrendarse. Con base en esa interpretación, las remesas extranjeras para cumplimiento de acuerdos de fletamento estarían sujetas a una retención de impuestos en la fuente a un índice del 15% o 25%. Petrobras se ha defendido contra esas actas de infracción. Se interpusieron recursos administrativos ante el Tribunal Superior de Apelaciones para Asuntos Fiscales, último nivel administrativo, que todavía esperan una decisión. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2008, es de US$1.871. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida. Autor: Autoridades financieras del Estado de Río de Janeiro - II e IPI en relación al hundimiento de la Plataforma P-36 Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación a II (Impuesto de Importación) e IPI (Impuesto sobre Productos Manufacturados) en relación al hundimiento de la Plataforma P-36. El tribunal emitió sentencia contra Petrobras. Se interpuso recurso de apelación que está pendiente de juicio. Petrobras presentó un mandato específico y obtuvo un requerimiento judicial que bloqueó el pago de impuestos hasta que las investigaciones que determinan las razones que causaron el hundimiento de la plataforma se hayan concluido. Se encuentra pendiente la apelación presentada por el Gobierno Federal / Secretaría de Hacienda Nacional. Con la decisión del tribunal marítimo, la Compañía presentó una acción de Anulación de Deuda Impositiva y obtuvo liminar suspendiendo la recaudación de impuestos. La exposición máxima para Petrobras incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2008, es US$104 de II y US$47 de IPI. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera remoto el riesgo de pérdida relativo a esta acción. F-100 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de infracción (Continuación) Autor: Autoridades financieras del Estado de Río de Janeiro - ICMS en relación al hundimiento de la Plataforma P-36 Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía de ICMS en relación al hundimiento de la Plataforma P-36. Decisión en la primera instancia favorable a Petrobras. Interpueso recurso de apelación por el Estado de Río de Janeiro y por la propia Petrobras, en relación al valor de los honorarios. Por mayoría, se aceptó el Recurso del Estado de Río de Janeiro y se rechazó el recurso presentado por la Compañía. Aguarda publicación de la sentencia. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2008, es de US$331. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida. Autor: Autoridades financieras del Estado de Río de Janeiro - II e IPI en relación a los equipos de Termorio Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación a II (Impuesto de Importación) e IPI (Impuesto sobre Productos Manufacturados) cuestionando la clasificación fiscal como Otros Grupos Electrógenos en la importación de conjunto de equipos pertenecientes a la usina termoeléctrica Termorio S.A. El 15 de agosto de 2006, la sociedad registró, en la Inspección de Hacienda Federal de Río de Janeiro, impugnación a este Auto de Infracción al considerar que las clasificaciones fiscales efectuadas estaban amparadas por laudo técnico de instituto de conocimiento notorio. En su sesión del 11 de octubre de 2007, la Primera Instancia de Juicio consideró improcedente el lanzamiento del Auto de Infracción, vencido un juzgador que votó por la procedencia parcial. La Inspección de Hacienda Federal interpuso recurso de oficio al consejo de contribuyentes, pero tal solicitud aún no ha sido juzgada. La exposición máxima de Petrobras, al 31 de diciembre de 2008, incluyendo corrección monetaria, es de US$277. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida. F-101 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de infracción (Continuación) Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en el Dominio Económico- CIDE La Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía debido a la falta de recaudación en el período de marzo de 2002 a octubre de 2003 de la Contribución de Intervención en el Dominio Económico - CIDE - el impuesto por transacciones a ser pagado al gobierno brasileño, por productores, mezcladores e importadores sobre las ventas y compras de determinados productos derivados de petróleo y combustibles a un valor determinado para los diferentes productos con base en la unidad de medidas típicamente utilizada para tales productos, en obediencia a los mandatos judiciales obtenidos por Distribuidores y Puestos de Combustibles, inmunizándolos de la respectiva incidencia. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobrás interpuso Recurso Voluntario. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$474. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. Autor: Secretaría de Hacienda Federal La Secretaria de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación al Impuesto de Renta Retenido en la Fuente - IRRF sobre remesas para pago de importación de petróleo. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Un recurso de oficio fue presentado por la Secretaria de Hacienda Federal al Consejo de Contribuyentes, que fue aceptado. Petrobras aguarda notificación para interponer un recurso voluntario. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$308. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. Autor: Secretaría de Hacienda del Estado de Río de Janeiro Las autoridades fiscal-financieras del Estado de Rio de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación al pago atrasado en 2003 de la multa sobre el pago del impuesto sobre la renta y contribución social corporativa sobre las utilidades netas, realizado por admisión voluntaria. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobrás interpuso Recurso Voluntario. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$103. La Compañía cree que es probable que su posición, con base méritos tecnicos, sea mantenida. F-102 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de Infracción (Continuación) Autor: Secretaría de Hacienda Estadual de Alagoas Las autoridades impositivas de Alagoas abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación a la supuesta emisión de boletas fiscales de transferencia de gas natural no industrializado (denominado por la Secretaría de Hacienda Estadual de Alagoas de “gas rico”) para el Estado de Sergipe con precios inferiores a los precios de mercado entre 2000 y 2004. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso Recurso Voluntario y esta aguardando juicio. La máxima exposición para Petrobras incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$47. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en el Dominio Económico- CIDE La Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación con el fallo por parte de Petrobras de retener CIDE (Contribución de Intervención en el Dominio Económico) en relación a importaciones de nafta revendidas a Braskem. En la primera instancia, por decisión mayoritaria, se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso Recurso Voluntario y esta aguardando juicio. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$608. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en el Dominio Económico- CIDE La Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación con el fallo por parte de Petrobras de retener CIDE (Contribución de Intervención en el Dominio Económico) en relación a importaciones de propano y butano. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso Recurso Voluntario y esta aguardando juicio. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$78. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. F-103 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de Infracción (Continuación) Autor: Agência Nacional de Petróleo - ANP - Participación especial en el Campo de Marlim La participación gubernamental fue establecida por la Ley Brasileña de Petróleo No. 9.478/97 y se recauda como medida de compensación para las actividades productoras de petróleo, que inciden sobre alto volumen de producción de nuestros campos. El método utilizado por Petrobras para calcular la participación especial debida para el Campo de Marlim se basa en la interpretación jurídicamente legítima del Decreto Administrativo 10 del 14 de enero de 1999, aprobado por la propia Agencia Nacional de Petróleo (ANP). El 16 de agosto de 2006, el Directorio Colegiado de ANP aprobó el informe sobre la certificación del pago de la participación especial en el Campo de Marlim que determinó la metodología a ser aplicada en relación a la participación especial en Marlim y también determinó que Petrobras realizara un pago adicional por el monto de US$195 (R$400 millones), en relación a pagos a menor realizado por Petrobras como resultado de la utilización del método de cálculo determinado inicialmente por ANP. Petrobras aceptó la determinación de ANP siempre y cuando la nueva metodología no fuera aplicada retroactivamente, asegurando así el cumplimiento de los principios constitucionales, como seguridad legal y legal perfección y pagó el monto adicional cobrado de acuerdo con la decisión final del más alto nivel de decisión de ANP, su Directorio Colegiado. El 18 de julio de 2007, Petrobras recibió notificación de una nueva Resolución del Directorio de la ANP estableciendo el pago de nuevos valores considerados debidos, retroactivamente a 1998, anulando la anterior Resolución del Directorio del 16 de agosto de 2006. Petrobras interpuso una petición de mandato judicial y obtuvo una medida cautelar para suspender el cobro de las diferencias en relación a la Participación Especial mencionada en la Resolución de ANP No. 400/2007, hasta que los procedimentos legales, que actualmente se tramita en los Tribunales Federales de Río de Janeiro, sean concluidos. F-104 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de Infracción (Continuación) Autor: Agência Nacional de Petróleo - ANP - Participación especial en el Campo de Marlim (Continuación) El cobro administrativo, que se había suspendido debido a un mandato judicial concedido en un recurso de apelación, volvió a entrar en vigor debido al rechazo del recurso interpuesto por Petrobras. La Compañía interpuso una apelación en el Tribunal Civil de Apelaciones y también solicitó un plazo temporal, siendo que ambos están esperando una audiencia del Tribunal. La cuestión se decidirá judicialmente. La exposición máxima para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2008, es US$1.366. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. (d) Temas medioambientales La Compañía está sujeta a varias leyes y regulaciones medioambientales. Dichas leyes regulan el lanzamiento de petróleo, gas u otros materiales en el medioambiente y pueden requerir que la Compañía revierta o disminuya los efectos medioambientales surgidos del desecho o lanzamiento de estos materiales en diversos locales. La Administración de la Compañía considera que cualquier gastos habidos para corregir o remediar posibles impactos ambientales no deben causar un efecto significativo sobre las operaciones o flujos de efectivo. PEGASO - (Programa de Excelencia en Gestión Ambiental y Seguridad Operativa) Durante el año 2000, la Compañía implementó un programa de excelencia medioambiental y seguridad operativa - PEGASO - (Programa de Excelencia en Gestión Ambiental y Seguridad Operativa). Desde 2000 hasta el 31 de diciembre de 2008, la Compañía realizó gastos por aproximadamente US$5.003 en relación al programa. Durante los años finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía incurrió en gastos por aproximadamente US$355 y US$567, respectivamente. La Compañía cree que futuros desembolsos relacionados con actividades de recuperación del medio ambiente debido a accidentes, si los hubiera, no serán significativos. F-105 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (d) Temas medioambientales (Continuación) Derrame de petróleo de la refinería Presidente Getúlio Vargas El 16 de julio de 2000, hubo un derrame de petróleo en la refinería Presidente Getúlio Vargas, que resultó en el derramamiento de petróleo crudo en los alrededores. Los Fiscales Federales y del Estado de Paraná iniciaron una acción civil en contra de la Compañía reclamando US$1.176 por los daños habidos, que ya fue rebatido por la Compañía. Además, hay otros dos procesos en curso, uno iniciado por el Instituto Ambiental de Paraná y otro por una asociación civil llamada AMAR, que ya fueron rebatidas por la Compañía. Se está esperando el comienzo de la investigación pericial para cuantificar el monto. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para Petrobras, al 31 de diciembre de 2008, es de US$47. El tribunal determinó que las acciones presentadas por AMAR y por los fiscales federal y del estado se juzguen como una sola. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. Ruptura del ducto Araucária-Paranaguá El 16 de febrero de 2001, el ducto Araucária-Paranaguá de la Compañía se rompió y derramó petróleo combustible en los ríos Sagrado, Meio, Neves y Nhundiaquara situados en el estado de Paraná. Como resultado del accidente, la Compañía recibió multa por aproximadamente US$80 impuesta por el Instituto Ambiental de Paraná, objeto de rechazo por la Compañía a través de proceso administrativo, pero la apelación fue rechazada. El tribunal determinó que las acciones presentadas por AMAR y por los fiscales federal y del estado se juzguen como una sola. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para Petrobras, al 31 de diciembre de 2008, es de US$48. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. Derrame de petróleo debido al hundimiento de la Plataforma P-36 El 15 de marzo de 2001, hubo un derrame debido a un accidente con la plataforma P-36, originando pérdidas de combustible diesel y petróleo crudo. En publicación del día 23 de mayo de 2007, se juzgó procedente, en parte, el pedido, y condenó a Petrobras al pago del monto de US$56 (R$100 millones), a título de indemnización por los daños causados al medioambiente, a ser corregido monetariamente y con intereses de mora del 1% al mes contados a partir de la fecha en que se realizó el daño. Petrobrás presentó una moción para clarificación que se encuentra pendiente de juicio. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para Petrobras, al 31 de diciembre de 2008, es de US$91. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. F-106 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (e) Pagos mínimos por arrendamiento operativo La Compañía está comprometida en hacer los siguientes pagos mínimos respecto a arrendamientos operativos al 31 de diciembre de 2008: 2010 2011 2012 2013 2014 2015 en adelante 4.271 3.705 3.460 2.794 1.654 3.012 Compromisos de pago mínimo de arrendamiento operativo 18.896 La Compañía pagó US$2.983, US$2.683 y US$2.016, respecto a gastos por alquiler involucrando arrendamientos operativos al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, respectivamente. 20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo La Compañía está expuesta a varios riesgos de mercado surgidos durante el curso normal de sus negocios. Estos riesgos de mercado involucran principalmente la posibilidad de que cambios en las tasas de interés, las tasas de cambio de moneda extranjera o en los precios de commodities afecten negativamente los valores de los activos y pasivos financieros de la Compañía o sus futuros flujos de efectivo y utilidades. La Compañía mantiene una política general de gestión de riesgo bajo la dirección de sus ejecutivos. En 2004, el Comité Ejecutivo de Petrobras instituyó el Comité de Gestión de Riesgos formado por gerentes ejecutivos de todas sus áreas de negocio y de diversas áreas corporativas. Este comité, además de tener como objetivo asegurar la gestión integrada de las exposiciones al riesgo y de formalizar las principales directrices de actuación de la Compañía, tiene el objetivo de concentrar las informaciones y discutir sobre las acciones de gestión del riesgo, facilitando la comunicación con el Directorio y el Consejo de Administración en aspectos relacionados con las mejores prácticas de gobierno corporativo. La política de gestión de riesgos del Sistema Petrobras busca contribuir para un equilibrio adecuado entre sus objetivos de crecimiento y retorno y su nivel de exposición al riesgo, y fue sea inherente al propio ejercicio de sus actividades o consecuencia del contexto en el que opera, de modo que, por medio de la asignación efectiva de sus recursos físicos, financieros y humanos la Compañía pueda cumplir sus metas estratégicas. F-107 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) La Compañía puede utilizar instrumentos derivados y no derivados al implantar su estrategia general de gestión de riesgo. Sin embargo, al utilizar instrumentos derivados, la Compañía está expuesta al riesgo de crédito y de mercado. El riesgo de crédito consiste en que la contraparte no se desempeñe según los términos del contrato de derivados. El riesgo de mercado es el posible efecto adverso sobre el valor de un activo o pasivo, incluyendo instrumentos financieros que resultan de los cambios de las tasas de interés, tasas de cambio de moneda o precios de commodities. La Compañía se previene contra el riesgo de crédito restringiendo las contrapartes de dichos instrumentos financieros derivados a las principales instituciones financieras. El riesgo de mercado es administrado por los ejecutivos de la Compañía. La Compañía no mantiene o emite instrumentos financieros a efectos de negociación. (a) Gestión de riesgo del precio de commodities La Compañía está expuesta a riesgos de precio de commodities a raíz de la flotación de los precios del petróleo crudo y sus derivados. Las actividades de gestión de riesgo de commodites de la Compañia se realizan principalmente por medio de las utilizaciones de los contratos de futuros cotizados en bolsas de valores; y opciones y swaps contratados con sólidas instituciones financieras. La Compañía no usa los contratos de derivados para fines especulativos. La Compañía no suele usar derivativos para administrar la exposición general al riesgo de precio de las commodities, llevando en consideración que el plan de negocios de la Compañía utiliza previsiones de precios conservadoras juntamente con el hecho de que, en condiciones normales de mercado, las fluctuaciones de precios de las commodities no representan un riesgo significativo para alcanzar los objetivos estratégicos. La decisión de realizar un hedge estratégico utilizando derivados se revisa periódicamente y se recomienda, o no, al Comité de Gestión de Riesgo. Caso se indique la protección de hedge, en escenarios con probabilidad significativa de eventos adversos, y con la aprobación del Consejo de Administración, las transacciones con derivados se deben realizar con el objetivo de proteger la solvencia, liquidez y realización del plan de inversiones de la Compañía, considerando un análisis integrado de todas las exposiciones al riesgo de la Compañía. Contrato de derivados pendientes fueron realizados para disminuir las exposiciones a riesgo de precios de transacciones específicas, en las cuales los resultados positivos o negativos de las transacciones con derivados son total o parcialmente compensadas por el resultado opuesto en las posiciones físicas. Las transacciones cubiertas por derivados de commodities son: ciertas cargas comercializadas de operaciones de importación y exportación y transacciones entre diferentes mercados geográficos. Como resultado del gestión actual de riesgo de precios de la Compañía, los derivados se contratan como operaciones a corto plazo, para acompañar los cronogramas correspondientes a la exposición de riesgo. Las operaciones se realizan en la Bolsa de Valores de Nueva York (NYMEX) y en la Bolsa de Valores Intercontinental (ICE), así como en el mercado extra-bursátil internacional. F-108 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (a) Gestión de riesgo del precio de commodities (Continuación) La exposición de la Compañía derivada de estos contratos se limita a la diferencia entre el valor del contrato y el valor de mercado de los volúmenes contratados. Los contratos de futuro de petróleo crudo son marcados a mercado y las utilidades y pérdidas relacionadas se reconocen en las utilidades del período actual, independientemente de cuando ocurra la venta física de crudo. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, la Compañía realizó transacciones non-hedge de derivados de commodities por el 66,64%, el 56,59% y el 26,42%, respectivamente, de sus volúmenes comerciales totales de importación y exportación. Los principales parámetros utilizados en la gestión de riesgo para variaciones de precios de petróleo y derivados de Petrobras son, para las evaluaciones de mediano plazo, el flujo de efectivo en riesgo (CFAR) y para las evaluaciones de corto plazo, el Valor en Riesgo (“Value at Risk”-VAR) y “Stop Loss”. Se definen límites corporativos para los parámetros VAR y “Stop Loss”. Las principales contrapartes de operaciones para instrumentos derivados de petróleo y productos derivados son la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX), Intercontinental Exchange y JP Morgan. Los contratos de derivados de commodities se reflejan por su valor justo como activos o pasivos en los balances generales consolidados de la Compañía, reconociendo ganancias o pérdidas en utilidades utilizando remarcación al mercado en el período de cambio. Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía los siguientes contratos derivados de commodities pendientes, que fueron colocados como: Cantidad nocional en miles de de bbl* Contratos de commodities Al 31 de diciembre de Vencimiento en 2009 2008 Contratos de futuros y a término Contratos de opciones 2007 5.647 7.329 - 8.090 * Un valor nocional negativo representa una posición vendida ** Los valores justos negativos se registraron como pasivo y los valores justos positivos como activos. Los montos de 2007 se presentan solamente a efectos comparativos. Al 31 de diciembre de 2008, la cartera de operaciones comerciales realizadas en el exterior, los derivados associados a su protección por medio de instrumentos derivados de petróleo y productos derivados, presentaba una pérdida máxima estimada por día (VAR - ”Value at Risk”), calculada a un nivel de confianza del 95%, de aproximadamente US$12 . F-109 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (b) Gestión de riesgo de moneda extranjera El riesgo cambiario es uno de los riesgos financieros a que está expuesta la Compañía, siendo originado en movimientos en los niveles o en la volatilidad de la tasa de cambio. En lo que se refiere a la gestión de estos riesgos, la Compañía busca identificarlos y tratarlos de forma integrada, buscando asegurar la asignación eficiente de los recursos destinados al derivado. Aprovechando su actuación integrada en el segmento de energía, la empresa busca, en primer lugar, identificar o crear protecciones naturales “mitigación natural de riesgo”, es decir, beneficiarse de las correlaciones entre sus ingresos y gastos. En el caso específico de la variación cambiaria inherente a los contratos en donde el costo y la remuneración envuelven monedas distintas, esta mitigación natural del riesgo se realiza por medio de la asignación de las inversiones de efectivo entre real, dólar u otra moneda. La gestión de riesgos se realiza para la exposición neta. Se elaboran análisis periódicos del riesgo cambiario subsidiando las decisiones del Directorio Ejecutivo. La estrategia de gestión de riesgos cambiarios envuelve el uso de instrumentos derivados para minimizar la exposición cambiaria de ciertas obligaciones de la Compañía. La Compañía realizó un contrato extra bursátil, no denominado como hedge cambiario, para cobertura de los márgenes comerciales inherentes a las exportaciones (segmento aviación) para los clientes extranjeros. El objetivo de la operación, contratada concomitantemente con la definición del costo de los productos exportados, es mantener constantes los márgenes comerciales acordados con los clientes extranjeros. La política interna limita el volumen de contratos derivados al volumen de los productos exportados. El contrato extra-bursátil se refleja a valor justo tanto como activos o pasivos en los balances generales consolidados de la Compañía reconociendo ganancias o pérdidas en las utilidades utilizando remarcación a mercado en el período de cambio. F-110 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (b) Gestión de riesgo de moneda extranjera (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía los siguientes contratos de derivados de moneda extranjera, no designados como hedge cambiario, que fueron realizados de la siguiente forma: Moneda Extranjera Vencimiento en 2009 % A término Vende en USD / Paga en BRL Tasa de cambio promedio contractual Valor nocional 117 1,8 117 Al 31 de diciembre de 2008, el contrato de derivado a término presentaba una pérdida máxima estimada por día (VAR – Valor en Riesgo), calculada a un nivel de confiabilidad del 95%, de aproximadamente US$2. Hedge de Flujo de Efectivo En septiembre de 2006, la Compañía contrató una operación de “hedge” denominada “cross currency swap” para cobertura de los títulos emitidos en yenes de manera en fijar en dólares los costos de la Compañía en esta operación. En el “cross currency swap” se realiza un cambio de tasas de interés en diferentes monedas. La tasa de cambio del yen para el dólar estadounidense se fija en el comienzo de la transacción y permanece fija durante su existencia. La Compañía no tiene intención de liquidar tales contratos antes del plazo de vencimiento. La compañía ha decidido denominar su cross currency swap como hedges de flujo de efectivo. Tanto en la creación de un hedge como en bases constantes, se espera que un hedge de flujo de efectivo sea altamente eficiente en conseguir contrarrestar los flujos de efectivo atribuibles al riesgo del hedge durante el plazo del mismo. Los instrumentos derivados denominados como hedges de flujo de efectivo se reflejan tanto en los activos como en los pasivos de los balances generales consolidados de la Compañía. El cambio en el valor justo, hasta el punto en que el hedge sea efectivo, se registra en otras utilidades integrales acumuladas hasta que se realice la transacción prevista. Se realizan trimestralmente tests de efectividad que permiten medir cómo las alteraciones de valor justo o del flujo de efectivo de los ítems protegidos por hedge son absorbidas por los mecanismos del hedge. El cálculo de efectividad indicó que el cross currency swap es altamente efectivo en compensar a la variación del flujo de efectivo de los títulos emitidos en yenes. F-111 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (b) Gestión de riesgo de moneda extranjera (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía el siguiente cross currency swap, realizado de la forma siguiente: Cross Currency Swaps Vencimiento en 2016 % Fijo para fijo Tasa Promedio de Pago (USD) Tasa Promedio de Cobro (JPY) 5,69 2,15 Valor Nocional (MM JPY) 35.000 35.000 Al 31 de diciembre de 2008, el cross currency swap presentaba una pérdida máxima estimada por día (VAR – Valor en Riesgo), calculada a un nivel de confiabilidad del 95%, de aproximadamente US$26. (c) Gestión de riesgo de las tasas de interés El riesgo de tasa de interés a que la Compañía está expuesta surge de su deuda de largo plazo y, en menor medida, de corto plazo. La deuda a tasas de cambio fluctuantes de moneda extranjera está sujeta principalmente a fluctaciones de la tasa LIBOR, y la deuda a tasas fluctuantes denominada en Reales está sujeta principalmente a fluctuaciones de la tasa de interés de largo plazo (TJLP) divulgada por el Consejo Monetario Nacional en Brasil. La Compañía actualmente no utiliza instrumentos financieros derivados para monitorear su exposición a las fluctuaciones de las tasas de interés. F-112 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008. En millones de dólares Al 31 de diciembre de Derivados denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133 Contratos de cambio en moneda extranjera Total Derivados no denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133 Contratos de cambio en moneda extranjera Contratos de commodity Contratos de commodity Total Derivados de Activos 2008 Localización en el Valor Balance General justo Otros activos corrientes 47 47 Otros activos corrientes Otros activos Otros activos corrientes Total de Derivados F-113 Derivados de Pasivos 2008 Localización en el Valor Balance General justo - Otras cuentas a pagar y provisiones Otras cuentas a pagar y provisiones 2 7 69 69 9 116 9 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados (Continuación) El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2007. En millones de dólares Al 31 de diciembre de Derivados denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133 Contratos de cambio en moneda extranjera Derivados de Activos 2007 Localización en el Valor Balance General justo Otros activos corrientes Total Derivados no denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133 Contratos de cambio en moneda extranjera Contratos de commodity Contratos de commodity Total Otros activos corrientes Otros activos Otros activos corrientes Total de Derivados F-114 Derivados de Pasivos 2007 Localización en el Valor Balance General justo 3 - 3 - 2 4 Otras cuentas a pagar y provisiones 46 9 15 46 18 46 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados (Continuación) El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008. Monto de Monto de Ganancia Monto de Ganancia o Ganancia o o (Pérdida) (Pérdida) reconocido en (Pérdida) reclasificada de los ingresos de derivados reconocido en OCI Localización de OCI Acumulado (Parte no efectiva y Ganancia o para utilidades monto excluido del test (Pérdida) (parte efectiva) de efectividad) 2008 2008 sobre derivados (Parte efectiva) Derivados en SFAS reclasificada de 133 – Relación de OCI Acumulado Hedge de Flujo de Efectivo para utilidades 2008 (parte efectiva) Contratos de cambio de moneda extranjera (20) Gastos Financieros (10) (20) (10) - El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2007. Monto de Monto de Ganancia o Monto de Ganancia o Ganancia o (Pérdida) (Pérdida) reconocido en (Pérdida) reclasificada de los ingresos de derivados reconocido en OCI OCI Acumulado (Parte no efectiva y sobre derivados Localización de para utilidades monto excluido del test (Parte efectiva) Ganancia o (Pérdida) (parte efectiva) de efectividad) 2007 2007 Derivados en SFAS reclasificada de OCI 133 – Relación de Acumulado para Hedge de Flujo de Efectivo utilidades (parte 2007 efectiva) Contratos de cambio de moneda extranjera 3 Gastos Financieros 3 (10) (10) F-115 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados (Continuación) Monto de la Ganancia o (Pérdida) reconocida en Ingresos en Derivados Derivados no denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133 Localización de Ganancia o (Pérdida) reconocida en Ingresos en Derivados Contratos de cambio Contratos de commodities Total Ingresos/gastos financieros netos Ingresos/gastos financieros netos 2008 (32) 243 211 Monto de la Ganancia o (Pérdida) reconocida en Ingresos en Derivados Derivados no denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133 Localización de Ganancia o (Pérdida) reconocida en Ingresos en Derivados Contratos de cambio Contratos de commodities Total Ingresos/gastos financieros netos Ingresos/gastos financieros netos F-116 2007 14 (162) (148) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 21. Instrumentos Financieros En el curso normal de sus actividades de negocio, la Compañía adquiere diversos tipos de instrumentos financieros. (a) Concentraciones de riesgo de crédito Porciones sustanciales de los activos de la Compañía, incluyendo instrumentos financieros, están ubicadas en Brasil mientras que sustancialmente todos los ingresos de la Compañía y su utilidad neta son generados en ese país. Los instrumentos financieros de la Compañía expuestos a concentraciones de riesgo de crédito consisten principalmente en sus efectivo y equivalentes de efectivo, la Cuenta de Petróleo y Alcohol, las cuentas a cobrar y contratos futuros. La Compañía toma varias medidas para reducir su riesgo de crédito a niveles aceptables. Todos los efectivos y equivalentes de efectivo en Brasil son mantenidos con los grandes bancos. Los depósitos a plazos en dólares estadounidenses se hacen con instituciones financieramente fidedignas estables en EE.UU. Además, todos los títulos disponibles a la venta y contratos derivados de la Compañía son cotizados en bolsa o mantenidos con instituciones financieras financieramente fidedignas estables. La Compañía acompaña su riesgo de crédito asociado con las cuentas a cobrar de clientes mediante la evaluación rutinaria de la calificación de crédito de sus clientes. Al 31 de diciembre de 2008 y al 31 de diciembre de 2007, las cuentas a cobrar de clientes eran mantenidas principalmente con grandes distribuidores. (b) Valor justo Los valores justos surgen de los precios cotizados en el mercado, cuando están disponibles, o, en su defecto, del valor presente del flujo de efectivo esperado. Los valores justos reflejan el efectivo que habría sido tanto recibido o pagado si los instrumentos hubieran sido liquidados al cierre del ejercicio a través de una operación comercial rigorosa entre las partes involucradas. Los valores justos de efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas a cobrar de cliente, la Cuenta de Petróleo y Alcohol, deuda a corto plazo y cuentas a pagar a proveedores se aproximan a sus valores contables. Los valores justos de otras cuentas a cobrar y a pagar de largo plazo no son significativamente distintos de sus valores contables. La deuda de la Compañía, incluso las obligaciones de financiación de proyectos, surgida de la consolidación de FIN 46(R), fue de US$21.046 al 31 de diciembre de 2008, y US$16.734 al 31 de diciembre de 2007, y tenía valores justos estimados de US$20.032 y US$17.845, respectivamente. F-117 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 21. Instrumentos financieros (Continuación) (b) Valor justo (Continuación) La jerarquía del valor justo para los activos y pasivos financieros de la compañía registrados a su valor justo en bases recurrentes al 31 de diciembre de 2008 era de: Al 31 de diciembre de 2008 Nivel 1 Activos Títulos disponibles para comercialización Derivados de cambio de moneda extranjera (Nota 20) Derivados de commodities (Nota 20) Otras inversiones Nivel 2 Nivel 3 Total 1.665 - - 1.665 69 76 47 - - 47 69 76 1.810 47 - 1.857 Pasivos Derivados de commodities (Nota 20) 7 2 - 9 Total pasivos 7 2 - 9 Total activos 22. Informaciones por Segmento Las informaciones sobre los segmentos presentadas a continuación fueron preparadas según el SFAS No. 131 - Informaciones sobre Segmentos de una Compañía y Correspondientes Datos (“SFAS 131”). La Compañía lleva a cabo operaciones en los siguientes segmentos: · Exploración y Producción - Este segmento incluye las actividades de exploración, desarrollo de producción y actividades de producción de petróleo, gas natural licuado y gas natural desarrolladas por la Compañía en Brasil, con el objetivo de atender las refinerías brasileñas, así como a vender el excedente de la producción brasileña en los mercados nacional e internacional y en actividades limitadas del comercio de petróleo y las transferencias de gas natural al segmento de Gas y Energía de la Compañía. · Abastecimiento - Este segmento incluye las actividades de refinación, logística, transporte, exportación y comercialización de petróleo crudo, así como la comercialización de petroleo, de derivados del petróleo y alcohol combustible de la Compañía. Además, este segmento comprende la división petroquímica y de fertilizantes, que incluye inversiones en compañías petroquímicas nacionales y en dos plantas nacionales de fertilizantes de la compañía. F-118 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Informaciones por Segmento (Continuación) · Distribución - Este segmento incluye las actividades de distribución de derivados de petróleo y alcohol combustible conducidas por Petrobras Distribuidora S.A. - BR, subsidiaria en la cual la Compañía tiene una participación mayoritaria en Brasil. · Gas y Energía - Este segmento incluye actualmente la comercialización, transporte y distribución de gas natural producido en Brasil o importado por este país. Además, este segmento comprende la participación de la Compañía en la produción doméstica de energía eléctrica, así como inversiones en compañías nacionales de transporte de gas natural, distribuidoras estatales de gas natural y compañías termoeléctricas. · Internacional - Este segmento incluye las actividades internacionales en 23 otros países llevadas a cabo por la Compañía, fuera Brasil, incluyendo Exploración y Producción, Abastecimiento, Distribución y Gas y Energía. Los rubros que no se pueden atribuir a otras áreas se asignan al grupo de entidades corporativas, especialmente las relacionadas con gestión financiera corporativa, gastos generales relacionados con la administración central y otros gastos, incluyendo gastos actuariales con planes de pensión y asistencia médica para los participantes inactivos. Las informaciones contables por área de negocio fueron preparadas con base en la premisa de capacidad de control para los efectos de atribuir a las áreas de negocios únicamente rubros sobre los cuales dichas áreas tengan el control efectivo. Los principales criterios adoptados a efectos de contabilización de los resultados y activos por segmento de negocio son los señalados a continuación: · Ingresos operativos netos: considerados ingresos por ventas a terceros, más los ingresos entre los segmentos de negocio con base en los precios de transferencia interna establecidos por las áreas; · Costos y gastos incluyen los costos de los productos y servicios vendidos, calculados por segmento de negocio, basado en el precio de transferencia interna y los otros costos operativos de cada segmento, así como los gastos operativos, basados en los gastos efectivamente realizados por cada segmento; · Los resultados financieros se asignan al grupo corporativo; · Activos: incluyen los activos referentes a cada segmento. F-119 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Información por Segmento (Continuación) A continuación se presentan los activos de la Compañía por Segmento: Exploración y Producción Activo corriente Abastecimiento Gas y Energía Al 31 de diciembre de 2008 Internacional (ver información separadamente) Distribución Corporativa Eliminaciones Total 2.662 9.647 2.466 2.327 2.646 10.387 (3.377) 26.758 2.662 9.647 2.466 2.327 2.646 6.499 3.888 (3.377) 6.499 20.259 171 1.168 474 1.142 166 77 - 3.198 Bienes de uso. netos 45.836 15.806 10.719 9.341 1.621 1.418 (22) 84.719 Activo no corriente 2.657 900 1.334 629 342 5.701 (543) 11.020 51.326 27.521 14.993 13.439 4.775 17.583 (3.942) 125.695 Efectivo y equivalentes de efectivo Otros activos corrientes Inversiones en Sociedades no consolidadas y demás inversiones Total del activo F-120 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Información por Segmento (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008 Internacional Exploración y Producción Abastecimiento Gas y Energía Distribución Corporativa Eliminaciones Activo corriente 817 1.275 243 141 238 Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones 857 35 264 - (14) 7.892 1.218 232 162 109 (272) 9.341 708 64 68 51 1.472 (1.734) 629 10.274 2.592 807 354 1.805 (2.393) 13.439 Bienes de uso, netos Activo no corriente Total del activo F-121 (387) Total - 2.327 1.142 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Información por Segmento (Continuación) A continuación se presentan los activos de la Compañía por Segmento: Exploración y Producción Abastecimiento Gas y Energía Al 31 de diciembre de 2007 Internacional (ver información separadamente) Distribución Corporativa Eliminaciones Total Activo corriente 3.180 13.725 2.864 2.184 2.848 10.710 (6.371) 29.140 Efectivo y equivalentes de efectivo Otros activos corrientes 3.180 13.725 2.864 2.184 2.848 6.987 3.723 (6.371) 6.987 22.153 85 2.348 550 1.278 640 211 - 5.112 Bienes de uso, netos 48.288 14.480 10.615 7.596 1.838 1.475 (10) 84.282 Activo no corriente 1.622 665 1.507 659 326 6.741 (339) 11.181 53.175 31.218 15.536 11.717 5.652 19.137 (6.720) 129.715 Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones Total del activo F-122 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Información por Segmento (Continuación) Al 31 de diciembre de 2007 Internacional Exploración y Producción Abastecimiento Gas y Energía Distribución Corporativa Eliminaciones Activo corriente 843 1.113 157 197 217 Inversiones en Sociedades no consolidadas y demás inversiones 889 39 309 21 20 6.100 1.070 219 182 149 (124) 7.596 505 292 68 14 1.017 (1.237) 659 8.337 2.514 753 414 1.403 (1.704) 11.717 Bienes de uso, netos Activo no corriente Total del activo F-123 (343) Total - 2.184 1.278 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Información por segmento (Continuación) Ingresos y utilidad neta por segmento se registran como a continuación: Exploración y Producción Abastecimiento Gas y Energía Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 Internacional (ver información separadamente) Distribución Corporativa Eliminaciones Total Ingresos operativos de terceiros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos 973 58.051 69.318 26.884 7.627 1.175 10.024 916 30.315 577 - (87.603) 118.257 - Ingresos operativos netos 59.024 96.202 8.802 10.940 30.892 - (87.603) 118.257 Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Gastos por beneficios a empleados inactivos Otros gastos operativos (21.130) (3.544) (1.303) (171) (419) (494) (117) (94.641) (1.109) (2.486) (151) (319) (7.642) (367) (483) (40) (612) (8.735) (564) (472) (348) (788) (3) (473) (28.317) (165) (1.425) (8) (90) (179) (1.972) (245) (841) (1.054) 87.600 144 - (72.865) (5.928) (1.775) (519) (7.429) (941) (841) (2.665) Costos y gastos (27.178) (98.706) (9.144) (11.383) (30.005) (4.291) 87.744 (92.963) 31.846 (2.504) (342) (443) (37) (152) (245) (64) (143) 103 (53) (212) 71 (126) (107) 887 49 (11) 320 (4.291) 1 2.377 (142) 69 141 - 25.294 (21) 2.377 (433) (225) 31.657 (2.956) (504) (605) 1.245 (1.986) 141 26.992 (10.764) 922 205 (213) (406) 1.045 (48) (9.259) 138 38 76 10 - 884 - 1.146 21.031 (1.996) (223) (808) 839 (57) 93 18.879 Utilidad (pérdida) operativa Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Ingresos (gastos) financieros, netos Otros impuestos Otros gastos, netos Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas Utilidad(pérdida) neta del ejercicio F-124 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Información por Segmento (Continuación) Ejercicio concluido al 31 de diciembre de 2008 Internacional Exploración y Producción Abastecimiento Ingresos operativos de terceros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos 1.383 1.458 5.611 1.702 424 49 Ingresos operativos netos 2.841 7.313 Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Otros gastos operativos (901) (419) (472) (123) (197) (170) Gas y Energía Corporativa Eliminaciones 2.604 72 2 - (2.365) 10.024 916 473 2.676 2 (2.365) 10.940 (7.341) (83) (223) (162) (280) (350) (15) (25) 24 (2.512) (22) (2) (132) 5 (4) (25) (272) (3) (52) 2.373 - (8.735) (564) (472) (348) (788) (3) (473) (2.282) (8.089) (366) (2.663) (356) 2.373 (11.383) Utilidad (pérdida) operativa 559 (776) 107 13 (354) 8 (443) Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Otros impuestos Otros gastos, netos 41 (18) (87) (1) (1) (2) 9 (1) 1 (2) - 22 (104) (19) - 71 (126) (107) Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios 495 (780) 116 11 (455) 8 (605) Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta (267) (30) (2) (1) 87 - (213) Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas (132) 161 (32) 2 11 - 10 96 (649) 82 12 (357) 8 (808) Costos y gastos Utilidad (pérdida) neta del ejercicio F-125 Distribución Total PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Información por Segmento (Continuación) Ingresos y utilidad neta por segmento se registran como a continuación: Exploración y Producción Abastecimiento Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2007 Internacional Gas y (ver información Energía separadamente) Distribución Corporativa Eliminaciones Total Ingresos operativos de terceros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos 2.455 39.536 50.531 19.018 3.673 1.239 8.132 969 22.944 376 - (61.138) 87.735 - Ingresos operativos netos 41.991 69.549 4.912 9.101 23.320 - (61.138) 87.735 Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Gasto por beneficios a empleados inactivos Otros gastos operativos (15.147) (3.335) (648) (26) (305) (447) (245) (61.881) (1.077) (19) (1.999) (171) (219) (4.514) (259) (597) (94) (435) (7.042) (567) (775) (226) (692) (2) (108) (21.124) (155) (1.198) (6) (54) (151) (1.577) (161) (990) (1.085) 59.919 118 10 (49.789) (5.544) (1.423) (271) (6.250) (881) (990) (2.136) Costos y gastos (20.153) (65.366) (5.899) (9.412) (22.537) (3.964) 60.047 (67.284) 21.838 4.183 (987) (311) 783 (3.964) (1.091) 20.451 (43) (196) 71 (75) (8) 104 (36) (28) 64 (72) 82 (90) (17) (4) (582) (346) 24 - 235 (582) (662) (143) Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios 21.599 4.171 (947) (237) 676 (4.872) (1.091) 19.299 Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta (7.343) (1.394) 357 (424) (230) 2.775 371 (5.888) (184) 8 (244) (154) - 301 - (273) 14.072 2.785 (834) (815) 446 (1.796) (720) 13.138 Utilidad (pérdida) operativa Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Ingresos (gastos) financieros, netos Otros impuestos Otros gastos, netos Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas Utilidad (pérdida) neta del ejercicio F-126 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Información por Segmento (Continuación) Ejercicio concluido al 31 de diciemvre de 2007 Internacional Exploración y Producción Abastecimiento Gas y Energía Distribución Corporativa Eliminaciones Total Ingresos operativos de terceros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos 1.136 1.473 4.480 1.606 480 48 2.015 23 14 - 7 (2.181) 8.132 969 Ingresos operativos netos 2.609 6.086 528 2.038 14 (2.174) 9.101 (933) (432) (775) (226) (179) (78) (5.875) (86) (127) 32 (424) (15) (19) 10 (1.952) (20) (125) 11 (15) (14) (242) (2) (82) 2.157 (1) (7.042) (567) (775) (226) (692) (2) (108) (2.623) (14) (63) (7) (4) (6.056) 30 27 (2) 29 (448) 80 23 (1) 42 (2.086) (48) (3) - (355) (341) 77 (59) 15 2.156 (18) - (9.412) (311) 64 (72) 82 Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios (88) 84 144 (51) (308) (18) (237) Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta (242) - 1 (3) (180) - (424) (42) (14) (38) 17 (77) - (154) (372) 70 107 (37) (565) (18) (815) Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Otros gastos operativos Costos y gastos Utilidad (pérdida) operativa Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Otros impuestos Otros gastos, netos Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas Utilidad (pérdida) neta del ejercicio F-127 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Información por Segmento (Continuación) Ingresos y utilidad neta por segmento se registran como a continuación: Exploración y Producción Abastecimiento Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2006 Internacional Gas y (ver información Energía separadamente) Distribución Corporativa Eliminaciones Total Ingresos operativos de terceros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos 3.351 32.387 42.831 15.128 2.833 1.257 4.938 1.133 18.394 287 - (50.192) 72.347 - Ingresos operativos netos 35.738 57.959 4.090 6.071 18.681 - (50.192) 72.347 Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Gasto por beneficios a empleados inactivos Otros gastos operativos (13.655) (2.166) (501) (20) (460) (346) (31) (51.812) (669) (1.359) (141) (40) (3.624) (197) (362) (78) (178) (4.088) (417) (433) (1) (541) (2) (22) (16.967) (143) (982) (5) (77) (81) (1.141) (158) (1.017) (785) 49.962 21 13 (40.184) (3.673) (934) (21) (4.824) (730) (1.017) (1.120) Costos y gastos (17.179) (54.021) (4.439) (5.504) (18.174) (3.182) 49.996 (52.503) 18.559 (45) 3.938 5 (73) (349) (1) (49) 567 37 (63) 507 (79) (3,182) (13) (100) (285) (196) - 19.844 28 (100) (594) (73) (20) (15) 30 23 38 - (17) Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios 18.441 3.850 (414) 571 451 (3.542) (196) 19.161 Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta (6.270) (1.307) 140 (254) (153) 2.086 67 (5.691) (229) (10) (231) (194) - 20 - (644) 11.942 2.533 (505) 123 298 (1.436) (129) 12.826 Utilidad (pérdida) operativa Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Ingresos (gastos) financieros, netos Otros impuestos Otros gastos, netos Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas Utilidad (pérdida) neta del ejercicio F-128 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Información por Segmento (Continuación) Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2006 Internacional Exploración y Producción Abastecimiento Ingresos operativos de terceros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos 685 1.831 2.068 1.450 719 41 1.440 6 26 - (2.195) 4.938 1.133 Ingresos operativos netos 2.516 3.518 760 1.446 26 (2.195) 6.071 Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Otros gastos operativos (948) (309) (433) (1) (154) (4) (3.307) (65) (86) 4 (577) (14) (17) 13 (1.433) (16) (99) 9 (26) (13) (185) (2) (44) 2.203 - (4.088) (417) (433) (1) (541) (2) (22) (1.849) (3.454) (595) (1.539) (270) 2.203 (5.504) Utilidad (pérdida) operativa 667 64 165 (93) (244) 8 567 Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Otros impuestos Otros gastos, netos 20 (13) 29 12 (8) - 2 11 (2) 33 3 (40) (43) - 37 (63) 30 Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios 703 68 178 (62) (324) 8 571 Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta (305) (24) (79) 28 130 (4) (254) Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas (172) (14) (22) 25 (11) - (194) 226 30 77 (9) (205) 4 123 Costos y gastos Utilidad (pérdida) neta del ejercicio F-129 Gas y Energía Distribución Corporativa Eliminaciones Total PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Informaciones por Segmento (Continuación) Los gastos en inversión de capital incurridos por segmento por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 se presentan a continuación: Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Exploración y Producción Abastecimiento Gas y Energía Internacional Exploración y Producción Abastecimiento Distribución Gas y Energía Distribución Corporativa 14.293 7.234 4.256 9.448 4.488 3.223 7.329 1.936 1.664 2.734 102 20 52 309 874 2.555 247 37 25 327 628 2.304 202 77 54 351 726 29.874 20.978 14.643 Las ventas brutas de la Compañía, clasificadas por destino geográfico, se exponen a continuación: Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Brasil Internacional 106.350 40.179 83.022 29.403 70.733 23.160 146.529 112.425 93.893 Los montos totales de productos y servicios vendidos a los dos principales clientes en 2008 fueron US$8.176 y US$5.260 (US$9.029 y US$6.567 en 2007; y US$7.978 y US$5.689 in 2006). F-130 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 23. Transacciones con partes relacionadas La Compañía es controlada por el Gobierno Federal y lleva a cabo varias transacciones con otras sociedades estatales en el curso normal de sus negocios. Las transacciones con las principales partes relacionadas generaron los siguientes saldos: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Activos Pasivos Activos Pasivos 627 1 - 476 2.170 1.202 1.548 3.124 1.177 - 732 2.030 1 913 337 1.316 2.322 1.197 - 677 3.172 35 - 863 2.156 88 - 346 309 278 450 1.689 259 5.132 10.010 7.921 6.432 Corriente 2.349 2.833 2.705 2.659 No corriente 2.783 7.177 5.216 3.773 Petros (fondo de pensión) Banco do Brasil S.A. BNDES (Nota 12 (b)) Caixa Econômica Federal S.A. BNDES (Financiaciones de proyectos) Gobierno Federal ANP Depósitos restringidos por procesos legales Títulos del Gobierno Cuenta Petróleo y Alcohol – a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) Otros F-131 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 23. Transacciones con Partes Relacionadas (Continuación) Estos saldos se incluyen en las siguientes clasificaciones del balance general: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Activos Pasivos Activos Pasivos Activo Corriente Efectivo y equivalentes de efectivo Cuentas a cobrar (Nota 6) Otros activos corrientes Otros Títulos del Gobierno Cuenta Petróleo y Alcohol -a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) Depósitos restringidos por procesos legales Fondo de pensión Otros activos Pasivos Corriente Monto corriente de la deuda no corriente Pasivos corrientes Dividendos e interés sobre capital propio a pagar al Gobierno Federal Monto corriente de financiaciones de proyectos No corriente Deuda no corriente Financiaciones de proyectos Otros pasivos F-132 2.070 27 252 - 2.127 266 312 - 1.686 - 1.996 - 346 677 74 - 450 863 732 1.175 - - 813 136 - 199 431 - 1.500 384 - 1.197 832 - 4.061 2.740 376 - 1.447 1.490 836 5.132 10.010 7.921 6.432 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 23. Transacciones con Partes Relacionadas (Continuación) Los principales montos de negocios y operaciones financieras realizados con partes relacionadas son los siguientes: Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Utilidad Gasto Utilidad Gasto Utilidad Gasto Ventas de productos y servicios Braskem S.A. Copesul S.A. Petroquímica União S.A. Otros Ingresos financieros Cuenta Petróleo y Alcohol a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) Títulos del Gobierno Otros Gastos financieros Otros gastos, netos 130 1.218 729 378 - 2.096 1.284 435 120 - 1.788 1.132 588 315 - 13 - 1 - - - 4 7 (33) - 4 6 5 46 - (3) 2 7 71 - 8 (2) 2.446 4 3.993 (1) 3.901 6 24. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios La Compañía contabiliza sus costos de prospección y perforación de acuerdo con el Pronunciamiento sobre Normas de Contabilidad Financiera No. 19 “Contabilidad Financiera e Informes de Compañías Productoras de Petróleo y Gas” (SFAS No. 19). El 4 de abril de 2005, el Consejo de Normas de Contabilidad Financiera (FASB) emitió FASB Staff Position (FSP SFAS 19-1) que altera el SFAS 19 en lo que se refiere a diferir los costos de exploración y perforación. La Compañía adoptó el FASB Staff Position FAS 19-1 “Contabilización de Costos de Pozos Suspendidos” en vigor desde el 1º de enero de 2005. No hubo un impacto significativo en la adopción. F-133 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 24. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios (Continuación) Los costos en que ha incurrido la Compañía para perforar pozos exploratorios que encuentran cantidades comerciales de petróleo y gas se contabilizan como activos en el balance general con la clasificación “Bienes de uso” como propiedades no comprobadas de petróleo y gas. Cada año, la Compañía efectúa la baja de costos de estos pozos que no han encontrado suficientes reservas probadas que justifiquen que se consideren como pozos de producción, a menos que: (1) el pozo esté en un área que requiera una inversión de capital significativa antes de que pueda comenzar la producción; y (2) las perforaciones exploratorias adicionales estén realizándose o firmemente planificadas para determinar si el gasto de capital se justifica. Al 31 de diciembre de 2008, el monto total de propiedades no probadas de petróleo y gas era de US$3.558, y de ese monto US$876 (de los cuales US$749 eran relativos a proyectos en Brasil) representaban los costos que habían sido capitalizados por más de un año, que generalmente son resultado de: (1) actividades exploratorias ampliadas asociadas a producción marítima; y (2) los efectos transitorios de la falta de reglamentación en la industria brasileña de petróleo y gas, como se describe a continuación. En 1998, concluyó el monopolio concedido por el gobierno a la Compañía y esta firmó contratos de concesión con la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) referente a todas las áreas que la Compañía había estado explorando y desarrollando con anterioridad a 1998, que consistían en 397 bloques de concesión. Desde 1998, la ANP ha conducido rondas de licitación competitiva para los derechos de exploración, lo cual le ha permitido a la Compañía adquirir bloques de concesión adicionales. Una vez descubierto que un bloque de concesión contiene un pozo exploratorio exitoso, la Compañía debe presentar un “Plan de Evaluación” a la ANP para su aprobación. Este Plan de Evaluación detalla los planes de perforación para pozos exploratorios adicionales. Un Plan de Evaluación sólo se somete a consideración para aquellas áreas de concesión en que los análisis de viabilidad técnica y económica de los pozos de exploración existentes prueban que se justifica la conclusión de dichos pozos. Hasta que la ANP apruebe el Plan de Evaluación, la perforación de los pozos exploratorios adicionales no puede comenzar. Si las compañías no encuentran cantidades comerciales de petróleo y gas dentro de un período de tiempo específico, generalmente 4-6 años dependiendo de las características del área de exploración, entonces el bloque de concesión debe ser abandonado y devuelto a la ANP. Debido a que la Compañía ha sido forzada a evaluar un gran volumen de bloques de concesión en un tiempo limitado, incluso cuando un pozo exploratorio ha encontrado suficientes reservas para justificar la realización completa y se han planificado pozos adicionales de manera firme, los recursos limitados y los plazos agotados en otros bloques de concesión han dictado el ritmo de la perforación adicional planificada. F-134 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 24. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios (Continuación) La siguiente tabla muestra las variaciones netas de los costos de perforación de exploración capitalizados durante los ejercicios concluidos el 31 de diciembre de 2008 y 2007: Reservas de petróleo y gas no probadas (*) Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 2007 Saldo inicial al 1º de enero Adiciones a costos capitalizados pendientes de determinación de reservas probadas Costos de exploración capitalizados y cargados a gastos Transferencias a bienes de uso con base en la determinación de las reservas probadas Ajustes acumulados de conversión Saldo final al 31 de diciembre 2.627 2.054 3.309 (808) 1.885 (548) (1.310) (260) 3.558 (975) 211 2.627
