Análise financeira 2008 esp

destAQues
GananCia neta
(R$ mILLONES)

32.998
25.919
23.725

21.512
13.887

2004 2005 2006 2007 2008

destaques de los inGresos operativos netos de los
2004 2005 2006 2007 2008
prinCipales produCtos (R$ mILLONES)
Mercado interno
diesel 31.379 39.944 44.571 47.001 55.708
Gasolina 12.200 15.143 17.993 17.550 19.593
oleo combustible 3.301 3.543 3.823 4.146 5.162
nafta 7.109 7.386 8.290 8.658 8.886
GlP 6.325 5.660 5.744 5.890 6.567
QAV 4.139 5.237 5.358 4.733 6.740
Gas natural 4.193 4.349 5.076 5.454 9.297
exportações
Petróleo 6.720 11.101 14.729 16.020 24.122
derivados y otros 7.690 10.638 9.987 12.132 11.753

2.020

2004
1.661 359

Crudo y LGN
(mIL DE BOED)
(R$ mILLONES)
22.549

inversiones

2004
2.217 12.441 3.907 2.331 3.870

2005
Exploración y Producción

produCCiÓn total
1.847 370

2.297

Gas Natural
2006
1.923 374

25.710

2005
2.301

2007
13.934 3.286 3.153 5.337

Abastecimiento
1.920 381

2.400

2008
1.980 420

33.686

2006
15.341 4.181 7.161 7.030

14,9

SPE
2004
11,9

Internacional
14,9

2005
(mIL mILLONES DE BOE)
11,8 45.285

2007

reservas proBadas
18.418 9.632 6.574 10.661

SEC
15,1

2006
15,5

Otros

15,0

2007
11,7 53.349
2008

21.662 10.111 6.133 12.443

15,1

2008
11,2

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

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

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

Atributos de lA Visión 2020
Nuestra actuación destacará por:
> Fuerte presencia internacional
> Referencia mundial en biocombustibles
> Excelencia operacional, en gestión, eficiencia energética,
recursos humanos y tecnología
> Rentabilidad
> Referencia en responsabilidad social y ambiental
> Compromiso con el desarrollo sustentable

CONTENIDO 40 Notas Explicativas
a los Estados Contables
1 Presentación de los estados contables 40
2 Principios de consolidación 41
3 Cambio em las prácticas contables 44
4 Resumen de las principales prácticas contables 56
5 Efectivo y equivalentes al efectivo 61
6 Cuentas por cobrar netas 62
7 Partes vinculadas 63
8 Existencias 74
9 Cuentas petróleo y alcohol - STN 75
10 Títulos y valores mobiliarios 76
11 Proyectos estructurados 77
12 Depósitos judiciales 82
13 Inversiones 83
14 Bienes de uso 106
15 Intangible 115

2 Análisis Financiero 16 Financiaciones 118
17 Compromisos contractuales 131
18 Ingresos y gastos financieros 132
1 Resumen económico financiero 2
19 Otros gastos operativos, netos 133
2 Resultados por área de negocio 4
20 Impuestos, contribuciones y participaciones 134
3 Resultados consolidados 6
21 Beneficios concedidos a los empleados 140
4 Efectos de la adopción de la ley nº 11.638/2007
22 Participación de los empleados
y medida provisional 449/2008 8
y administradores 152
5 Resultado por empresa 10
23 Incentivos fiscales 153
6 Volumen de ventas 11
24 Patrimonio neto 153
7 Existencias 12
25 Procesos judiciales y contingencias 157
8 Endeudamiento 13
26 Compromisos asumidos por
9 Retorno operativo sobre el capital empleado
el segmento de energía 164
(ROCE) y rentabilidad del patrimonio neto (ROE) 15
27 Garantías sobre los contratos de
10 Patrimonio neto, destino
concesión para la explotación de petróleo 164
del resultado y dividendos 16
28 Informaciones sobre segmentos de negocios 165

18 Estados Contables 29 Instrumentos financieros derivativos,
protección patrimonial (hedge) y actividades
Informe de los auditores independientes 18 de gestión de riesgos 166
Balance general 20 30 Seguros175
Estado de resultado 22 31 Seguridad, medio ambiente y salud 176
Estado de evolución del patrimonio neto 24 32 Eventos subsecuentes 177
Estado de flujos de efectivo 26
Estado del valor agregado 28 Informacioes sobre reservas 178
Estado de segmentación Consejo de Administración 180
de negocios (consolidado) 30 Directoria Ejecutiva 180
Balance social 37 Parecer del consejo fiscal 180

ANÁLISIS FINANCIERO

1 RESumEN ECONómICO FINANCIERO¹
dEStAquES
CONSOLIdAdO PEtROBRAS

2008 2008
2007 2007
LEy 11.638 LEy 6.404 LEy 11.638 LEy 6.404

dEStAquES FINANCIEROS (1) (R$ millones)
Ingreso Operativo Bruto 266.494 284.579 218.254 207.990 207.990 170.245
Ingreso Operativo Neto 215.118 232.183 170.578 161.710 161.709 126.767
Ganancia Operativa 44.605 44.258 39.014 41.905 39.834 35.031
Ganancia (Pérdida) neta:
Actividades Propias 37.324 37.422 23.778 37.110 37.197 23.570
Subsidiarias/Coligadas (874) (399) (465) 2.252 2.231 (662)
36.450 37.023 23.313 39.362 39.428 22.908
Ítems Extraordinarios (3.462) (3.108) (1.801) (2.892) (2.538) (879)
Ganancias 32.988 33.915 21.512 36.470 36.890 22.029
Endeudamiento Neto(2) 48.824 48.824 26.670 (4) (4) (4)

EBITDA(3) 57.170 57.213 50.156 50.460 47.610 40.895
Endeudamiento Neto(2)/EBITDA(3) 0,85 0,85 0,53 (4) (4) (4)

Activo Total 292.164 294.514 231.228 311.011 293.223 211.233
Ativo Permanente(5) 207.334 208.830 155.831 152.135 134.009 107.130
Patrimonio Neto (R$ millones) 138.365 138.358 113.854 144.051 143.602 116.012
Relación Capital Propio/Capital de Terceros(2) 50/50 49/51 52/48 48/52 51/49 57/43
(1) Los valores expresados en Reales (R$), se verificaron en conformidad con las prácticas contables emanadas de la legislación societaria y con las normas de la Comisión de
Valores Mobiliarios - CVM.
(2) Incluye endeudamiento adquirido por medio de contratos de leasing.
(3) Resultado antes de los impuestos, de los accionistas no controlantes, del resultado financiero neto, de las participaciones en inversiones significativas y de la depreciación,
amortización y provisión para pérdida en la recuperación de activo. El EBITDA no es un indicador calculado de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados
en Brasil y, posiblemente puede no servir de base de comparación con indicadores con el mismo nombre presentados por otras empresas. El EBITDA no se puede considerar
como un indicador sustituto para medir la ganancia operativa, ni tampoco como una mejor forma de medición de la liquidez y del flujo de efectivo de las actividades
operativas. El EBITDA es una información adicional de la capacidad de pago de las deudas, del mantenimiento de inversiones y de la capacidad de cubrir necesidades de
capital de trabajo.
(4) Las disponibilidades son superiores al endeudamiento total.
(5) Incluye inversiones societarias, inmovilizado, activos intangibles y diferido.

2 ANÁLISIS FINANCIERO

R$ mILLONES

COmPOSICIóN dEL EBItdA EjERCICIO
2008
2008 2007 ∆%
LEy 11.638
Ganancia Operativa conforme Ley de las S.A. 48.205 49.226 35.540 39
(-) Resultado Financiero (3.129) (4.022) 4.021 (200)
(-) Participación en Inversiones 874 399 465 (14)
Prov. p/ Partic. de Ganancias/Result. de Empleados (1.345) (1.345) (1.012) 33
Ganancia Operativa 44.605 44.258 39.014 13
Depreciación/Amortización 11.632 12.030 10.696 12
Pérdida en la recuperación de los activos 933 925 446 107
EBItdA 57.170 57.213 50.156 14
margen EBItdA (%) 27 25 29 (4)

La comparación del Patrimonio Neto y de las Ganancias Netas Consolidadas con los co-
rrespondientes Patrimonio Neto y Ganancias Netas de Petrobras (Controlante), se de-
muestran de la siguiente forma:

R$ mILLONES
PAtRImONIO GANANCIAS
LEy 11.638 LEy 11.638
Conforme informaciones da Petrobras al 31.12.2008 144.051 36.470
Ganancia de la venta de productos en existencias en las Subsidiarias (660) (660)
Reversión de ganancias en las existencias de ejercicios anteriores 686
Intereses capitalizados (460) 38
Absorción de Patrimonio Neto negativo de la controlada (4.160) (3.507)
Otras eliminaciones (406) (39)
Conforme informaciones consolidadas al 31.12.2008 138.365 32.988
* De acuerdo con la instrucción CVM N° 247/96, las pérdidas que fueron consideradas de naturaleza no permanente (temporales) sobre las inversiones evaluadas por el método
de la equivalencia patrimonial, cuyas empresas en las que tiene participación no presenten señales de paralización o necesidad de apoyo financiero de la inversora, deben
limitarse hasta el valor de la inversión de la empresa controlante. Por lo tanto, las pérdidas ocasionadas por pasivo al descubierto (patrimonio neto negativo) de las empresas
en las que se tienen participación, no influyeron en el resultado neto de Petrobras en 2007, generando ítem de conciliación entre los Estados Contables de Petrobras y los
Estados Contables Consolidados.

A N Á L I S I S F I N A N C I E R O y E S tA d O S C O N tA B L E S 2 0 0 8
3

RESuLtAdO SEGmENtO E&P
(R$ MILLoNEs)
2 RESuLtAdOS POR ÁREA dE NEGOCIO
Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor parte
de la producción de petróleo y gas, proveniente del área de Exploración y Producción, se

36.661
transfiere para otras áreas de la Compañía.
Destacamos, a continuación, los principales criterios utilizados en la verificación de
26.828

resultados por áreas de negocio:

a. Ingresos operativos netos: se consideran los ingresos relativos a las ventas realizadas a
clientes externos, más las facturaciones y transferencias entre las áreas de negocio, te-
niendo como referencia los precios internos de transferencia definidos entre las áreas,
con metodologías de verificación con base en parámetros de mercado;

b. En la ganancia operativa se han incluido además de los ingresos operativos netos, los
2007 2008
costos de los productos y servicios vendidos que se calculan por área de negocio, con-
siderando el precio interno de transferencia y los demás costos operativos, así como
los gastos operativos efectivamente realizados en cada área;
RESuLtAdO SEGmENtO ABAStECImIENtO
(R$ MILLoNEs)
c. El resultado financiero se asigna totalmente al grupo de órganos corporativos;

d. Activos: incluyen los activos identificados a cada área. Las cuentas patrimoniales de
5.985

naturaleza financiera se designan al grupo de órganos corporativos.

e. Los comentarios de Desempeño Económico de las áreas de negocios se elaboraron con
base en criterios contables de la Ley 6.404/76.
(4.032)

EXPLORACIóN y PROduCCIóN
El aumento del resultado fue consecuencia de los mayores precios promedio del petróleo
nacional y del aumento del 4% en la producción diaria de petróleo y LGN.
Parte de estos efectos fue compensada por el aumento de los gastos con participacio-
2007 2008 nes gubernamentales, con la pérdida estimada en la recuperación de activos, en función
de la reducción en la cotización del petróleo al final del ejercicio que afectó las proyeccio-
nes futuras - y con los costos de exploración originados, principalmente, al dar de baja
RESuLtAdO SEGmENtO GAS & ENERGíA pozos secos o sin viabilidad económica.
(R$ MILLoNEs)
El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la coti-
zación promedio del Brent aumentó de US$ 10,95/bbl en 2007, para US$ 15,44/bbl en 2008.
(1.381)

(282)

ABAStECImIENtO
La reducción en el resultado fue causada por el aumento de los costos de adquisición/
transferencia de petróleo y de importación de derivados, así como los factores siguientes:
› Mayores gastos con flete – en función del mayor volumen vendido;
› Pérdida en las inversiones en petroquímicas reflejando la devaluación del Real en re-
lación al Dólar estadounidense en el endeudamiento y el aumento en el costo de ad-
quisición de la nafta;
› Pérdidas con desvalorización de las existencias.
2007 2008 Parte de esos efectos fue compensada por el aumento en el precio promedio de realización de
los derivados en los mercados interno y externo, y por la ganancia por cambio de participa-
ción debido a la reestructuración societaria de Quattor, empresa petroquímica.


GAS y ENERGíA RESuLtAdO SEGmENtO dIStRIBuICIóN
(R$ MILLoNEs)
El mejor resultado fue debido del aumento en los márgenes de comercialización de gas
natural y energía eléctrica, debido a la influencia de mejores precios de realización, y por

1.233
el aumento en los volúmenes de energía eléctrica y de gas natural.
Parte de esos efectos fue compensado por la provisión para reducción al valor de mer-
cado de las existencias de gas natural licuado (GNL) en el valor de R$ 122 millones.

777
dIStRIBuCIóN
El aumento del resultado fue generado por el aumento del 10% en el volumen de ventas
y por la reducción de los gastos operativos reflejando, principalmente, la extinción de la
CPMF y la revisión de los valores envueltos en procesos judiciales, realizada en 2007.
El aumento del volumen de ventas contribuyó para el aumento de la participación en
el mercado de distribución de combustibles, del 34,3% en 2007, para el 34,9% en 2008. 2007 2008

INtERNACIONAL
Los principales eventos que influyeron en la reducción del resultado de 2008 fueron: las RESuLtAdO SEGmENtO INtERNACIONAL
(R$ MILLoNEs)
pérdidas con desvalorización de las existencias en EE.UU., Japón y Argentina, en función
del cambio de nivel de los precios del petróleo y derivados a partir de septiembre/2008

(1.023)

(1.661)
(R$ 699 millones), la provisión con litigio de royalties de R$ 220 millones, la pérdida por la
devolución del bloque 31 en Ecuador (R$ 178 millones), la amortización total de la plus-
valía verificada en la adquisición de la refinería de Pasadena (EE.UU.) de R$ 374 millones
y las ganancias devengadas en 2007, por la venta de las refinerías de Bolivia y empresas
en Argentina (R$ 111 millones). Esa reducción fue compensada por los efectos de la deva-
luación cambiaria del Real en relación al Dólar estadounidense sobre la conversión de los
estados contables (R$ 1.002 millones).

CORPORAtIVO
La reducción del resultado negativo fue debido a los factores siguientes: 2007 2008

› Reducción en los gastos financieros netos (R$ 8.043 millones);
› Reversión del resultado con accionistas no controlantes, reflejando la devaluación del
Real en relación al Dólar estadounidense – en el endeudamiento de las Sociedades de RESuLtAdO SEGmENtO CORPORAtIVO
(R$ MILLoNEs)
Propósito Específico y empresas controladas - en las que Petrobras y sus controladas
no tienen una participación total;
›
1.588

Menores gastos con plan de pensión y salud (R$ 1.196 millones) debido a la repactación
(8.213)

del reglamento del Plan Petros, realizada en 2007;

2007 2008

5

3 RESuLtAdOS CONSOLIdAdOS
Con el fin de permitir la comparación, los comentarios de análisis del resultado a conti-
nuación, se elaboraron con base en la Ley 6.404/76 antes de los ajustes de la Ley 11.638/07
y complementados con una conciliación para los nuevos criterios.
Petrobras, sus Subsidiarias y Controladas presentaron una ganancia neta consoli-
dada de R$ 33.915 millones en el ejercicio social encerrado el 31.12.2008, después de la
eliminación de las operaciones inter-compañías y la deducción de la participación de
los accionistas no controlantes, con un aumento del 53% en relación al ejercicio anterior
(R$ 21.512 millones).

Contribuyeron para ese desempeño:
› Aumento de la ganancia neta en R$ 8.504 millones, por las razones siguientes:
» Aumento de los precios promedio de realización de derivados y petróleos en
el mercado interno y exportaciones (R$26.289 millones) destacándose Nafta,
QAV y Petróleos Combustibles, reflejando el comportamiento de las cotizaciones
internacionales y para el Diesel y la Gasolina, relacionados a los reajustes apli-
cados a partir del mes de mayo del 15% y el 10%, respectivamente, además de los
reajustes trimestrales del Gas Natural importado, que contribuyen para corregir
los contratos de suministro de gas y a los mayores precios de la Energía Eléctrica
comercializada debido al accionamiento de emergencia de las centrales térmi-
cas al principio del año;
» Superando los mayores gastos con importación de petróleo, derivados y gas
(R$ 12.301 millones), participaciones gubernamentales (R$ 6.011 millones), trans-
portes marítimos y por ductos (R$ 553 millones) y productos no petrolíferos,
básicamente biodiesel (R$ 728 millones), compensados por los menores gastos con
materiales, servicios y depreciación (R$ 124 millones).
› Aumento en los gastos operativos (R$ 2.927 millones), destacándose:
» Ventas (R$ 1.579 millones), debido al aumento de las ventas en los mercados inter-
no y externo, reflejando el aumento de los fletes de navíos, así como la cotización
de los fletes en el mercado internacional (R$ 1.157 millones), incluyéndose el efecto
de la valorización del Dólar estadounidense en el año (32%) y mayor provisión para
créditos de liquidación dudosa (R$ 103 millones);
» Generales y Administrativos (R$ 1.066 millones), debido al aumento de gastos con
plantilla de personal causados por el aumento de la fuerza de trabajo y Acuerdos
Colectivos de Trabajo en el país (R$ 233 millones) y en el exterior (R$ 479 millones),
además de servicios de terceros en consultorías, auditorías y procesamiento de
datos, en el país (R$ 164 millones);
» Costos de Exploración (R$ 1.084 millones), relativo a dar de baja pozos secos o sin
viabilidad económica en el país (R$ 971 millones) debido al aumento continuo de
pozos perforados en los últimos años, reflejo de la intensificación del programa
de inversiones de la Compañía y al aumento del costo unitario de perforación de
pozos, motivada por la presión de la intensificación de la demanda de la industria
sobre los insumos;
» Pérdida en la recuperación de activos de Exploración y Producción (R$ 479 millo-
nes), reflejando el desplome en la cotización del petróleo;


» Otros Gastos Operativos (R$ 148 millones), debido a pérdidas con desvalorización
de existencias (R$ 1.381 millones), en función del desplome de los precios de las
commodities, compensado por el gasto extraordinario con el Plan Petros (R$ 1.050
millones) en 2007 y otras reducciones de gastos, tales como: Seguridad, Medio Am-
biente y Salud (SMS) y cargas y multas contractuales (R$ 106 millones).
Superando la reducción habida con gastos relativos a a:
› Plan de Pensión y de Salud (R$ 1.068 millones), los gastos en 2007 estaban altos debi-
do al costo de los compromisos asumidos en la repactuación del Plan Petros (R$ 697
millones); en 2007, además de la reducción, en 2008, del gasto actuarial en función del
buen resultado de los activos del Plan en 2007 (R$ 185 millones) y de la implantación
del beneficio farmacia en 2007 (R$ 97 millones);
› Tributarios (R$ 355 millones), en virtud de la extinción de la CPMF, compensados por
el aumento de la tasa del IOF a partir de enero de 2008 y por el aumento de los impues-
tos en el exterior, destacándose los incidentes sobre dividendos y contratos de mutuo.
Resultado Financeiro positivo (R$ 8.043 millones), en virtud de las ganancias con
variaciones cambiarias sobre los activos netos en Dólar, conforme se detalha a
continuación:

R$ mILLONES

ENE-dIC/2008 ENE-dIC/2007 VARIACIóN

Efecto Cambial sobre Endeudamiento Neto (1.315) (688) (627)
Variación Monetaria s/ financiaciones (321) (110) (211)
Gastos Financieros Netos (2.566) (1.805) (761)
Resultado financiero sobre endeudamiento neto (4.202) (2.603) (1.599)
Variación Cambial s/ Utilización de Recursos em el Exterior vía Controladas 6.418 (2.254) 8.672
Hedge sobre operaciones comerciales y financieras
Comercial 665 (410) 1.075
Financiero (22) (19) (3)
total Hedge 642 (429) 1.071
Títulos y Valores Mobiliarios 248 417 (169)
Otros gastos y ingresos financieros netos 584 941 (357)
Otras variaciones cambiales y monetarias netas 330 (95) 425
Resultado Financiero Neto - Ley 6.404/76 4.020 (4.023) 8.043

Mayor ganancia en el resultado de inversiones en participaciones societarias significati-
vas (R$ 66 millones), efecto de la variación cambiaria sobre la conversión de los Estados
Contables de las controladas en el exterior (R$ 1.315 millones), reflejo de la valorización del
Dólar en el año (32%) y ganancia por cambio de participación, debido a la reestructuración
societaria de Quattor Participações (R$ 409 millones), compensado por el desempeño de
las participaciones en el sector petroquímico (R$ 878 millones) y amortización de la plus-
valía (R$ 273 millones).

7

4 EFECtOS dE LA AdOPCIóN dE LA LEy
11.638/2007 y mEdIdA PROVISIONAL 449/2008
Después de los ajustes originados por la implantación de la Ley 11.638/07, detallados a
continuación, la ganancia neta del ejercicio de 2008 fue de R$ 32.988 millones en el Sistema
Petrobras (Consolidado) y R$ 36.470 millones en Petrobras (Controlante).
R$ mILLONES

CONSOLIdAdO CONtROLANtE
PAtRImONIO PAtRImONIO
RESuLtAdO RESuLtAdO
NEtO NEtO
Saldo conforme estados contables al 31 diciembre de 2008: 32.988 138.365 36.470 144.051
› En el ejercicio de 2008:
Subvención y asistencia gubernamentales (557) 76 (557) 76
Instrumentos financieros disponibles para venta (205) 201 (205) 131
Compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgos y control de bienes 740 740 740 740
Efectos de los cambios de las tasas de cambio y conversión de estados contables 635 451
Instrumentos financieros derivativos 314 314 (9) (9)
927 1.331 420 938
› Por la adopción inicial al 1º de enero de 2008, fecha de la transición:
Instrumentos financieros derivativos 49
Compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgos y control de bienes (1.387) (1.387)
(1.338) (1.387)
Saldos anteriores a la aplicación de la Ley 11.638/07 y medida Provisional 449/08 33.915 138.358 36.890 143.602

Descripción de las nuevas practicas contables.

a. Subvención y asistencia gubernamentales
El Pronunciamiento 07,emitido por el Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC
define que los incentivos fiscales originados por donaciones o subvenciones guberna-
mentales para inversiones, recibidos a partir del 1º de enero de 2008, se reconozcan
como ingresos en el transcurso del período, confrontados con los gastos que pretenden
compensar en una base sistemática, aplicándose en Petrobras de la siguiente forma:
» Subvenciones con reinversiones: en la misma proporción de la depreciación del bien;
» Subvenciones directas relacionadas a la ganancia de la exploración: directamente
en el resultado.
Los valores apropiados en el resultado, en el año 2008, se destinarán a la Reserva de
Incentivos Fiscales.
Los saldos de las reservas de capital referentes a las donaciones y subvenciones
para inversión, al 31 de diciembre de 2007, se mantendrán en el patrimonio neto hasta
su total utilización, en la forma prevista por la Ley 6.404/76.

b. Instrumentos financieros
El CPC 14 establece principios para el reconocimiento y medición de activos y pasivos
financieros y de algunos contratos de compra y venta de ítems no financieros y para la
divulgación de instrumentos financieros derivativos.
Con la adopción del CPC 14 las operaciones de hedge de flujo de efectivo pasaron a re-
gistrarse en el balance general por su valor justo, cuando se califican como hedge efectivo
con efectos en el patrimonio neto y posterior reclasificación para el resultado, cuando la


transacción objeto de hedge tenga impacto sobre el resultado. Anteriormente esas opera-
ciones se registraban en el resultado, por ocasión de su liquidación financiera.
Los instrumentos financieros derivativos, utilizados para protección de las varia-
ciones en los precios de petróleo y productos derivados pasaron a ser marcados a mer-
cado en el transcurso de sus períodos de vigencia, causando impactos en el resultado
financiero. Anteriormente, esos ajustes se registraban en el resultado, por ocasión de
su liquidación financiera. El ajuste a valor de mercado de los títulos mobiliarios cla-
sificados como disponibles para la venta pasaron a registrarse en el patrimonio neto
hasta su liquidación, cuando se transferirá al resultado. Anteriormente, esos ajustes
causaban impacto sobre el resultado del ejercicio.

c. Contratos con transferencia de beneficios, riesgos y control de bienes
El CPC 06 establece procedimiento de registro contable y de divulgación de tran-
sacciones en las que existan compromisos contractuales con o sin transferencia de
beneficios, riesgos y control de bienes.
La Compañía pasó a registrar en su activo inmovilizado por el valor justo, o si fue-
ra inferior, por el valor presente de los pagos mínimos del contrato, los derechos que
tengan como objeto bienes tangibles destinados al mantenimiento de las actividades
de la Compañía consecuencia de operaciones que transfirieron los beneficios, riesgos
y controles de esos bienes, así como su obligación relacionada.
Anteriormente, esas operaciones eran tratadas como costo/gasto con fletes, alqui-
ler o prestación de servicios.

d. Efectos de los cambios en las tasas de cambio y conversión de
estados contables
El CPC 02 establece criterios para definición de la moneda funcional y como convertir los estados
contables de controladas, coligadas y sucursales con moneda funcional diferente de la moneda
funcional de la controlante. La adopción del CPC 02 alteró los procedimientos siguientes:
» Las variaciones cambiarias de las inversiones en controladas y coligadas con moneda
funcional diferente de la controlante pasaron a registrarse en el patrimonio neto, como
ajuste acumulado de conversión, siendo transferidas al resultado en el momento de rea-
lización de las inversiones. Hasta el ejercicio de 2007 esa variación cambiaria afectaba el
resultado del ejercicio como ganancias o pérdidas de equivalencia patrimonial.
» El estado de resultados de las empresas en las que se tiene participación, en ambiente
estable, con moneda funcional diferente de la controlante, pasó a convertirse a la tasa de
cambio promedio mensual y los demás ítems del patrimonio neto pasaron a convertirse
por la tasa histórica. Anteriormente, se utilizaba la tasa de cambio del final del ejercicio
para la conversión de esos ítems.
En lo que se refiere a la adecuación de la moneda funcional, después de análisis inter-
nos, se mantuvo el entendimiento actual, es decir: la moneda funcional de Petrobras,
así como la de todas sus controladas brasileñas, es el Real (R$). La moneda funcional
de algunas controladas y sociedades de propósito específico (SPE) que actúan en am-
biente económico internacional es el Dólar estadounidense y la moneda funcional de
“Petrobras Energía Participaciones S.A.” - PEPSA es el peso argentino.
Además de los efectos presentados anteriormente, la Ley 11.638/07 incluye otras alteracio-
nes que no causan impacto en el resultado y en el patrimonio neto de las empresas del Sistema
Petrobras y que se discriminan en las Notas Explicativas a los Estados Contables, en anexo.

9

5 RESuLtAdO POR EmPRESA
R$ mILLONES
RESuLtAdO POR EmPRESA 2008
2007
LEy 11.638
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras - Controlante 36.470 22.029
Petrobras Química S.A. – Petroquisa - Consolidado (478) 149
Petrobras Distribuidora S.A. – Consolidado 1.317 839
Petrobras Gás S.A. – Gaspetro – Consolidado 750 303
Downstream Participações S.A. – Consolidado (996) 86
Petrobras Transporte S.A. – Transpetro – Consolidado 381 343
Petrobras International Finance Company – PifCo – Consolidado (1.289) (22)
Petrobras International S.A. – PIB BV – Consolidado (2.617) (1.838)
Braspetro Oil Service Company – Brasoil – Consolidado 41 (44)
Braspetro Oil Company – BOC – Consolidado 144 14
Petrobras Netherlands B.V. – PNBV – Consolidado 1.294 651
Petrobras Comercializadora de Energia Ltda 46 (23)
Petrobras Negócios Eletrônicos – E-Petro – Consolidado 3 3
FIDC NP do Sistema Petrobras* 1.312
5283 (114) (488)
Termelétricas** 446 (92)
Fafen Energia (3) 12
FII RB Logística (73) 18
Refinaria Ipiranga S.A. - RPI (Consolidación proporcional a partir de jun/2007) (10)
IASA 10
17 de Maio Participações 44
SPE*** (672) 984
Menos: Eliminacione sy ajustes (4.425) (184)
Participação dos acionistas não controladores 1.407 (1.228)
32.988 21.512
* Consolidada hasta marzo/2008 en la línea de sPEs.
** UTE Norte Fluminense, UTE Nova Piratininga, Termorio, Termobahia, soc.Fluminense de Energia - sFE, Termoceará, Ibiritermo, Termomacaé, UTE Juiz de Fora, Baixada
santista, Brasil PCH, Breitener e Brasympe.
*** Cia Petrolífera Marlim - CPM, Novamarlim Petróleo, Cayman Cabiunas Invest., Barracuda e Caratinga Leasing Company, Albacora Japão Petróleo, Cia. de Recuperação
secundária - CRsec, Nova Transportadora do sudeste, Nova Transportadora do Nordeste e Cia.Locadora de Equipamentos Petrolíferos - Clep.


6 VOLumEN dE VENtAS VOLumEN dE VENtAS mERCAdO INtERNO 2008
(2.146 MIL BARRILEs/DIA)
El volumen de ventas en el mercado interno fue el 5% superior al del ejercicio de 2007, con
destaque para el diesel, la gasolina, el QAV y el gas natural. El aumento del 6% en las ventas Diesel

de diesel refleja el aumento del PIB, el funcionamiento de térmicas de emergencia movidas 34%

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

reducción de la producción e importación de otros players. El aumento del 4% en las ventas 15%

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

pación de otros players. El aumento del 7% en las ventas de QAV es consecuencia de la expan- 5%

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

de vuelos. El aumento del 26% en las ventas de gas natural es consecuencia de las ventas de 7%

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

las ventas para el mercado térmico, motivada por la mayor oferta de gas, principalmente en 10%

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

y de la entrada en operación de los gasoductos Cabiúnas-Vitória y Vitória-Cacimbas. 3%

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

7%
mantenimiento en la refinería de Pasadena, de la venta de las refinerías de Bolivia en 2007, re-
ducción de la producción en EE.UU. (pérdida de presión en Cottonwood y el huracán Ike) y Ar- Alcoholes, Nitrogenados, Biodiesel y outros

4%
gentina (campos maduros) y reducción de los volúmenes vendidos de petróleo y gas en Bolivia
con los nuevos contratos de operación, atenuados por la consolidación de las ventas de la Refi- Gas Natural

15%
nería de Japón, a partir del 2T-2008 y por el inicio de la producción en Nigeria en el 3T-2008.

11

7 EXIStENCIAS
Las existencias consolidadas de petróleo, derivados, materias primas y alcoholes
ascendieron a R$ 20.122 millones, el 14% superiores a las de 31.12.2007. En función de la
reducción de los precios de las commodities, fueron formadas provisiones para la reduc-
ción al valor de mercado que , a lo largo de 2008 totalizaron R$ 1.271 millones.

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

5.587

8.363

5.017
1.314

Derivados otros
suministros para mantenimiento* Materia prima
* INCLUyE ADELANTo A PRoVEEDoREs

EXIStENCIAS - CONSOLIdAdO - 31.12.2007
(R$ MILLoNEs)

4.824

8.132

4.179

701

Derivados otros
suministros para mantenimiento* Materia prima
* INCLUyE ADELANTo A PRoVEEDoREs


8 ENdEudAmIENtO
El endeudamiento referente a préstamos y financiaciones en el país y en el exterior ascen-
dió a R$ R$ 64.713 millones, conforme se demuestra a continuación:

R$ mILLONES
31.12.2008
31.12.2007 ∆%
LEy 11.638
Endeudamiento Corto Plazo (1) 13.859 8.960 55
Endeudamiento Largo Plazo (1)
50.854 30.781 65
Total 64.713 39.741 63
Disponibilidades 15.889 13.071 22
Endeudamiento neto (2)
48.824 26.670 83
Endeudamiento neto/(Endeudamiento neto+Patrimonio neto) (1) 26% 19% 7
Pasivo total neto (1) (3)
277.665 219.590 26
Estructura de capital
50% 48% 2
(capital de terceros neto / pasivo total neto)
(1) Inclui compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgos y controles de bienes.
(2) Endeudamiento Total – Disponibilidades.
(3) Pasivo total neto de efectivo en caja/inversiones financieras.

uS$ mILLONES
31.12.2008
31.12.2007 ∆%
LEy 11.638
Endeudamiento Corto Plazo (1)
5.930 5.058 17
Endeudamiento Largo Plazo (1)
21.760 17.378 25
Total 27.691 22.436 23

El endeudamiento neto del Sistema Petrobras aumentó el 83% en relación a 2007, debido
a la devaluación del Real en el ejercicio, además de captaciones en los mercados interno y
externo, asociado al uso de recursos con programa intensivo de inversiones.
El nivel de endeudamiento, medido a través del índice de la deuda neta /EBITDA au-
mentó de 0,53 al 31.12.2007 para 0,85 al 31.12.2008. La estructura de capital está repre-
sentada por el 50% de participación de capitales de terceros, un aumento de 2 puntos
porcentuales en comparación al 31.12.2007.

13

8 ENdEudAmIENtO - (CONt.)

ENdEudAmIENtO BRutO tOtAL - 31.12.2008

1%
ABERtuRA POR tASA ABERtuRA POR mONEdA

20%
21% 32%
2%
77%
49%

17%
1% 1% 61%
6%
12%

hasta el 6% Del 10 al 12% Dólar otras
Del 6 al 8% otras yenes Reales
Del 8 al 10%
Financiaciones a Largo Prazo Financiación Corto Plazo
Compromissos Contractuales LP Compromisos Contractuales CP

ABERtuRA POR CAtEGORIA ABERtuRA POR tIPO dE tASA

26%
35%
42%

7% 58%

15%
17%

ENdEudAmIENtO BRutO “Notes” otros Fluctuantes
(R$ MILLoNEs) Debentures Instituciones Fijas
BNDEs Financieras

ABERtuRA POR FEChA
64.713

dE VENCImENtO
48.824

15%
39.741

36%
26.670

22%
15.889
13.071

8%
7% 12%

31.12.2007 31.12.2008
2010 2013
2011 2014
2012 Después de 2014
Disponibilidades Endeudamiento neto


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

Ejercicio 2006 23% 28%

Ejercicio 2007 18% 20%

Ejercicio 2008 - Ley 6.404 19% 26%

Ejercicio 2008 - Ley 11.638 19% 25%

El retorno del Capital Empleado aumentó 1 punto porcentual en relación a dic/2008, debido
al aumento de la rentabilidad ya comentado, superando el aumento del capital empleado,
por captación de nuevas financiaciones y variación cambiaria sobre el endeudamiento.
A su vez, el Retorno sobre el Patrimonio Neto aumentó 6 puntos porcentuales, debido
al aumento de los ingresos y al mejor resultado financiero.
La definición de los valores provisionados por empresa, tienen por base las disposi-
ciones constantes en los Oficios 31/2008/SE/MME, del 09 de enero de 2008, y el Oficio
694/2007/MP/SE/DEST, del 31 de diciembre de 2007, que definen la aplicación del por-
centaje del 4,17% sobre las ganancias netas consolidadas antes de las participaciones de
los empleados y administradores y de la participación de los accionistas no controlantes,
observándose la legislación en vigor.
La participación de los administradores en las ganancias o resultados será objeto
de deliberación por la Asamblea General Ordinaria el 08 de abril de 2009, en la forma
dispuesta por los artículos 41 y 56 del Estatuto Social de la Compañía y por las normas
federales específicas.

15

10 PAtRImONIO NEtO, dEStINO dEL RESuLtAdO
y dIVIdENdOS
Al 31 de diciembre de 2008, después de los ajustes de la Ley 11.638/07, el Patrimonio Neto
de Petrobras (Controlante) ascendia al monto de R$ 144.051 millones, correspondiente a
R$ 16,41 por acción.
El valor de mercado de la Compañía ascendió a R$ 223.991 millones.

ASIGNACIóN dE RESuLtAdO dE EjERCíCIO
Para las ganancias netas de la Controlante, por un monto de R$ 36.470 millones, se propo-
nen los siguientes destinos:
R$ mILLONES

Ganancia neta del ejercicio 36.470
Destinos
› Para Reservas:
Reserva Legal (art. 193 de la Ley 6.404/76)
1.824
constituida en razón del 5% de la ganancia neta
Reserva Estatutaria(art. 194 de la ley 6.404/76) 395
Reserva de Incentivos Fiscales (art.195 - Ley
557
6.404/76)
Reteción de ganancias (art.196 de la Ley 6.404/76) 23.779 26.555
› Para Reservas:
Intereses sobre el capital propio 7.019
Dividendos 2.896 9.915

RESERVA dE GANANCIAS - INCENtIVOS FISCALES - SudENE
Se constituye mediante el destino de una parte de las ganancias correspondiente a los in-
centivos fiscales, originados por donaciones o subvenciones gubernamentales, apropiada
en el resultado del ejercicio en conformidad con el artículo 195-A de la Ley de las Socieda-
des por Acciones, incluido por la Ley 11.638/07, a partir de 1º de enero de 2008.
En 2008, se apropió en el resultado el valor de R$ 557 millones referente al incentivo
para subvención de inversiones en el Nordeste, en el ámbito de la Superintendencia de De-
sarrollo del Nordeste (SUDENE), y se propone la retención de esta parte de las ganancias
en reserva de incentivos fiscales.

PROPuEStA dE REtENCIóN dE GANANCIAS
En la Asamblea General de Accionistas que se realizará el 08.04.2009, se propone una reten-
ción de ganancias por un monto de R$ 25.217 millones, siendo la parte de R$ 23.779 millones
provenientes de las ganancias del ejercicio de 2008 y R$ 1.438 millones del saldo restante
de ganancias originadas en ejercicios anteriores que se destina a atender parcialmente el
programa anual de inversiones de la Compañía, establecido en el Presupuesto de Capital del
ejercicio de 2009, que también se deliberará en la Asamblea General de Accionistas.


REmuNERACIóN A LOS ACCIONIStAS
El Consejo de Administración de Petrobras, con base en disposiciones estatutarias, pro-
pone a la Asamblea General Ordinaria del día 08.04.2009, la distribución de un dividendo
relativo al ejercicio de 2008, por un monto de R$ 9.915 millones, correspondiente al 29,04%
de la ganancia básica para fines de dividendo equivalente a R$ 1,13 por acción ordinaria y
preferida, indistintamente, según se demuestra a continuación:

EStAdO dE LA GANANCIA BASICA dE LA CONtROLANtE
R$ mILLONES
PARA FINES dE dIVIdENdOS

Ganancia neta del ejercicio 36.470
Apropiación:
Reserva Legal (art. 193 de la Ley 6.404/76) (1.824)
Reserva de incentivos fiscales (557)
(+) Reversiones/adiciones
Reserva de reevaluación 51
(=) Ganancia básica para determinación del dividendo 34.140
Dividendos propuestos equivalentes al 29,04 % de la ganancia
básica - R$ 1,13 por acción, compuesto de
Intereses sobre el capital propio 7.019
Dividendos 2.896
Total de Dividendos propuestos 9.915

Los dividendos propuestos para el ejercicio de 2008, incluyen la parte de los intereses sobre
el capital propio, por un monto de R$ 7.019 millones (R$ 0,80 por acción), que se pondrá
a disposición con base en la posición accionaria del 26 de diciembre de 2008, sujetos a la
retención del impuesto sobre la renta en la fuente del 15% excepto para los accionistas in-
munes y exentos. La parte de los dividendos, por un valor de R$ 2.896 millones se pondrá
a disposición con base en la posición accionaria del 08 de abril de 2009, fecha de la AGO,
que deliberará sobre el asunto.
Esos valores se actualizarán monetariamente, a partir del 31.12.2008 hasta la fecha del
comienzo del pago que se definirá en AGO, de acuerdo con la variación de la tasa SELIC.

17

ESTADOS
CONTABLES

INFORmE dE LOS AudItORES INdEPENdIENtES
Al
Consejo de Administración y a los Accionistas de
Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras
Rio de Janeiro - RJ

1. Hemos examinado el balance general de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (“Compa-
ñía”) y el balance general consolidado de esa Compañía y sus controladas, al 31 de di-
ciembre de 2008, y los respectivos estados de resultado, de la evolución del patrimonio
neto, de los flujos de efectivo y del valor agregado correspondientes al ejercicio finali-
zado en esa fecha, elaborados bajo la responsabilidad de su Administración. Nuestra
responsabilidad es la de emitir una opinión sobre los mencionados estados contables.

2. Nuestro examen fue practicada de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en
Brasil y comprendió: a) la planificación de los trabajos, considerando la relevancia de
los saldos, el volumen de transacciones y los sistemas contable y de controles internos
de la Compañía y sus controladas; b) la constatación con base en tests, de las eviden-
cias y registros que respaldan los valores y las informaciones contables divulgadas; y
c) la evaluación de las prácticas y estimaciones contables más representativas adopta-
das por la Administración de la Compañía y sus controladas, así como de la presenta-
ción de los estados contables tomados en su conjunto.

3. En nuestra opinión, los estados contables mencionados anteriormente representan
adecuadamente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial y fi-
nanciera de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y la situación patrimonial y financiera
consolidada de esa Compañía y sus controladas al 31 de diciembre de 2008, el resulta-
do de sus operaciones, la evolución de su patrimonio neto, sus flujos de efectivo y los
valores agregados en las operaciones referentes al ejercicio finalizado en esa fecha, de
acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil.

4. Nuestro examen fue conducida con el fin de formar una opinión sobre los estados
contables mencionados anteriormente, tomados en conjunto. Los estados de segmen-
tación de negocios y del balance social, referentes al ejercicio finalizado al 31 de di-
ciembre de 2008 representan informaciones complementarias a los estados contables,
no son exigidos por las prácticas contables adoptadas en Brasil y están siendo pre-
sentados para ofrecer un análisis adicional. Dichas informaciones complementarias
fueron sometidas a los mismos procedimientos de auditoría aplicados a los estados

18 E S tA d O S C O N tA B L E S

contables y, en nuestra opinión, están presentadas, adecuadamente, en todos sus as-
pectos significativos respecto a los estados contables referidos en el primer párrafo,
tomadas en conjunto.

5. Anteriormente, los estados contables de la Compañía y los estados contables conso-
lidados de la Compañía y sus controladas, referentes al ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de 2007, incluyendo el balance general, los estados de resultados, de la
evolución del patrimonio neto y los orígenes y aplicaciones de fondos de ese ejercicio,
además de las informaciones complementarias incluyendo los estados de los flujos
de efectivo, del valor agregado, de la segmentación de negocios y del balance social,
fueron examinados por nosotros que, sobre ellos, emitimos un parecer sin salvedades,
con fecha del 3 de marzo de 2008. Conforme mencionado en la Nota Explicativa nº
3, las prácticas contables adoptadas en Brasil se alteraron a partir del 1º de enero de
2008. Los estados contables referentes al ejercicio encerrado el 31 de diciembre de
2007, presentados de forma conjunta con los estados contables de 2008, se elaboraron
de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil en vigor hasta el 31 de
diciembre de 2007 y, conforme permitido por el Pronunciamiento Técnico CPC 13 –
Adopción Inicial de la Ley nº 11.638/07 y de la Medida Provisional No. 449/08, no se
reapresentan con los ajustes para fines de comparación entre los ejercicios. Adicio-
nalmente, de acuerdo con la Ley n° 11.638/07 el estado de orígenes y aplicaciones de
fondos, presentado en los estados contables al 31 de diciembre de 2007, se sustituyó
por el estado de los flujos de efectivo.

Rio de Janeiro, 6 de marzo de 2009.

KPMG Auditores Independentes
CRC-SP-14.428/O-6-F-RJ

Manuel Fernandes Rodrigues de Sousa
Contador CRC-RJ-052.428/O-2

19

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

ACtIVO NOtA
2008 2007 2008 2007

Corriente
Efectivo y equivalentes al efectivo 5 15.888.596 13.070.849 11.268.314 7.847.949
Títulos y valores mobiliarios 10 288.751 589.788
Cuentas por cobrar, netas 6 14.903.732 11.328.967 17.370.050 12.036.476
Dividendos por cobrar 7.1 20.101 80.596 987.986 668.501
Existencias 8 19.977.171 17.599.001 13.847.969 12.800.138
Impuestos, contribuciones y participaciones 20.1 9.641.247 7.781.536 6.273.161 5.125.217
Gastos anticipados 1.393.879 1.429.829 1.078.815 1.095.815
Otros activos corrientes 1.461.801 1.493.200 430.312 579.999
63.575.278 53.373.766 51.256.607 40.154.095
No corriente
Realizable a largo plazo
Cuentas por cobrar, netas 6 1.326.522 2.901.902 91.626.391 48.203.621
Cuenta Petróleo y Alcohol - STN 9 809.673 797.851 809.673 797.851
Títulos y valores mobiliarios 10 4.066.280 3.922.370 3.597.762 3.386.999
Proyectos estructurados 11.2 2.039.293 1.503.713
Depósitos judiciales 12 1.853.092 1.693.495 1.542.378 1.445.658
Gastos anticipados 1.400.072 1.514.301 444.904 809.332
Adelanto para plan de pensión 21 1.296.810 1.296.810
Impuestos y contribución social diferidos 20.3 10.238.308 8.333.490 6.614.741 5.557.483
Existencias 8 303.929 236.753 303.929 236.753
Otros activos realizables a largo plazo 1.256.967 1.325.865 640.177 711.399
21.254.843 22.022.837 107.619.248 63.949.619
Inversiones 13 5.106.495 7.822.074 28.306.947 26.068.789
Bienes de uso 14 190.754.167 139.940.726 119.207.092 77.252.144
Intangible 15 8.003.213 5.532.053 3.781.716 3.074.677
diferido 3.469.846 2.536.344 839.257 733.686
228.588.564 177.854.034 259.754.260 171.078.915

292.163.842 231.227.800 311.010.867 211.233.010
Las notas explicativas forman parte integrante de los estados contables.


PASIVO NOtA
2008 2007 2008 2007

Corriente
Financiaciones 16 12.451.137 7.853.781 2.276.822 625.922
Intereses sobre financiaciones 16 823.330 647.449 229.334 122.596
Compromisos contractuales con transferencia
17 585.045 5.052.563
de beneficios, riesgos y controles de bienes
Proveedores 17.027.579 13.791.198 72.032.402 36.456.554
Impuestos, contribuciones y participaciones 20.2 12.741.382 10.006.272 10.537.882 8.493.492
Dividendos propuestos 24 9.914.707 6.580.557 9.914.707 6.580.557
Proyectos estructurados 11.4 188.858 41.470 401.148 408.234
Plan de pensión 21 627.988 424.259 579.051 386.091
Plan de salud 21 523.714 455.736 493.221 429.666
Sueldos, vacaciones y cargas 2.016.430 1.688.960 1.561.017 1.375.912
Provisión para contingencias 25 54.000 54.000 54.000 54.000
Adelanto de clientes 666.107 493.217 298.032 120.326
Provisión para participaciones de empleados
1.344.526 1.011.914 1.138.078 844.412
y administradores
Ingresos diferidos 5.929
Otras cuentas y gastos por pagar 3.586.429 4.506.198 7.130.338 4.488.096
62.557.161 47.555.011 111.698.595 60.385.858
No corriente
Financiaciones 16 50.049.441 29.806.589 11.456.564 4.811.988
Compromisos contractuales con transferencia
17 804.998 12.701.708
Subsidiarias, controladas y coligadas 7.2 49.289 94.664 1.100.528 2.374.256
Impuestos y contribución social diferidos 20.4 13.165.132 10.418.754 10.821.894 8.433.677
Plan de pensión 21 3.475.581 4.520.145 2.966.084 4.138.672
Plan de salud 21 10.296.679 9.272.183 9.510.037 8.554.276
Provisión para contingencias 25 890.326 613.969 203.285 208.415
Provisión para desmantelamiento de áreas 4.8 6.581.618 6.132.359 5.975.787 5.854.072
Ingresos diferidos 1.292.906 1.391.788 76.574
Otras cuentas y gastos por pagar 1.982.355 1.262.114 448.672 459.561
88.588.325 63.512.565 55.261.133 34.834.917
Participación de los accionistas no
2.653.074 6.306.097
controlantes
Patrimonio neto 23
Capital integrado 78.966.691 52.644.460 78.966.691 52.644.460
Reservas de capital 514.857 1.553.831 514.857 1.553.831
Reservas de reevaluación 10.284 61.520 10.284 61.520
Reservas de ganancias 58.643.049 59.594.316 64.442.783 61.752.424
Ajustes de evaluación patrimonial (405.863) (336.180)
Ajustes acumulados de conversión 636.264 452.704
138.365.282 113.854.127 144.051.139 116.012.235
292.163.842 231.227.800 311.010.867 211.233.010

21

EStAdO dE RESuLtAdO
(En miles de reales, excepto la ganancia neta por acción del capital social integrado)

EStAdO dE RESuLtAdO NOtA

Ingresos operativos brutos
Ventas
Productos
Servicios, principalmente fletes

Impuestos sobre ventas
Ingresos operativos netos
Costo de los productos y servicios vendidos
Ganancia bruta
Ingresos (Gastos) operativos
Ventas
Financieros
Gastos 18
Ingresos 18
Variaciones monetarias y cambiarias netas 18
Generales y administrativas
Honorarios del directorio y del consejo de administración
De administración
Impuestos
Costos con investigaciones y desarrollo tecnológico
Pérdida en la recuperación de activos
Costos de explotación para la extracción de petróleo y gas
Planes de pensión y de salud 21
Otros ingresos y gastos operativos netos 18

Participaciones en subsidiarias y coligadas
Resultado de participaciones en inversiones 13
Ganancia operativa antes de la contribución social, del impuesto sobre la renta, de las participaciones de los
empleados y administradores y de la participación de los accionistas no controlantes
Contribución social 20.5
Impuesto sobre la renta 20.5
Ganancia antes de las participaciones de empleados y administradores y de la participación de los accionistas no controlantes
Participaciones de los empleados y administradores 22
Ganancia antes de la participación de los accionistas no controlantes
Participación de los accionistas no controlantes
Ganancia neta del ejercicio
Ganancia neta por acción de capital social integrado al cierre del ejercicio - R$



2008 2007 2008 2007

266.217.208 218.050.202 207.484.566 169.965.711
276.872 203.972 505.883 279.243
266.494.080 218.254.174 207.990.449 170.244.954
(51.375.544) (47.676.449) (46.280.943) (43.477.953)
215.118.536 170.577.725 161.709.506 126.767.001
(141.623.359) (104.398.043) (97.343.992) (70.444.686)
73.495.177 66.179.682 64.365.514 56.322.315

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

(4.193.135) (3.292.002) (7.050.686) (3.096.677)
3.494.430 2.417.659 5.991.531 4.662.159
3.827.489 (3.146.547) 8.256.134 (4.713.938)

(35.792) (29.259) (5.153) (4.034)
(7.211.566) (6.398.633) (5.012.193) (4.484.176)
(862.766) (1.255.511) (425.978) (717.092)
(1.705.572) (1.712.338) (1.690.702) (1.700.342)
(933.088) (446.129) (602.675) (45.248)
(3.494.258) (2.569.724) (2.550.569) (1.211.923)
(1.427.395) (2.494.510) (1.343.773) (2.359.108)
(4.712.243) (5.188.393) (3.366.678) (4.611.454)
(24.416.160) (30.175.121) (14.126.249) (23.595.965)

(874.218) (465.274) 2.252.380 (643.379)

48.204.799 35.539.287 52.491.645 32.082.971

(4.169.529) (2.876.775) (3.995.909) (2.492.591)
(11.792.449) (8.395.983) (10.888.109) (6.717.277)
32.242.821 24.266.529 37.607.627 22.873.103
(1.344.526) (1.011.914) (1.138.078) (844.412)
30.898.295 23.254.615 36.469.549 22.028.691
2.089.497 (1.742.826)
32.987.792 21.511.789 36.469.549 22.028.691
3,76 4,90 4,16 5,02

23

EStAdO dE EVOLuCIóN dEL PAtRImONIO NEtO

CAPItAL SOCIAL RESERVAS dE CAPItAL
RESERVA dE
EStAdO dE EVOLuCIóN dEL PAtRImONIO NEtO SuBSCRItO E SuBVENCIONES
INCENtIVOS FISCALES REEVALuACIóN
INtEGRAdO AFRmm

Al 1º de enero de 2007 48.263.983 158.298 213.766 66.423
Aumento de capital el 02 de abril de 2007 4.380.477
Recursos provenientes del AFRMM 10.844
Incentivos fiscales SUDENE 1.170.923
Realización de reserva (4.903)
Aplicaciones:
Apropiaciones en reservas
Dividendos propuestos
Al 31 de diciembre de 2007 52.644.460 169.142 1.384.689 61.520
Ajuste de ejercicio anteriores - Adopción de la ley
11.638/07
Aumento de capital en 04 de abril de 2008 26.322.231 (169.142) (850.679)
Ajuste de incentivos fiscales SUDENE (19.153)
Ajuste de conversión
Realización de reserva (51.236)
Ganancias o pérdidas no realizadas en inversiones
disponibles para venta
Aplicaciones:
Apropriaciones de la ganancia neta en reservas
Dividendos propuestos
Retención de ganancias 78.966.691 514.857 10.284
Al 31 de diciembre de 2008 78.966.691 514.857 10.284


RESERVAS dE GANANCIAS AjuStES dE AjuStES tOtAL dEL
GANANCIAS
INCENtIVOS REtENCIóN dE EVALuACIóN ACumuLAdOS dE PAtRImONIO
LEGAL EStAtutARIA ACumuLAdAS
FISCALES GANANCIAS PAtRImONIAL CONVERSIóN NEtO

6.511.073 1.249.439 42.919.352 99.382.334
(1.008.119) (3.372.358)
10.844
1.170.923
4.903
22.028.691 22.028.691

1.101.435 263.222 14.088.380 (15.453.037)
(6.580.557) (6.580.557)
7.612.508 504.542 53.635.374 116.012.235

1.386.691 1.386.691

(25.302.410)
(19.153)
452.704 452.704
51.236
(336.180) (336.180)
36.469.549 36.469.549

1.823.477 394.834 557.185 23.779.347 (26.554.843)
(9.914.707) (9.914.707)
1.437.926 (1.437.926)
9.435.985 899.376 557.185 53.550.237 (336.180) 452.704 144.051.139
64.442.783 (336.180) 452.704 144.051.139

25

EStAdO dE FLujOS dE EFECtIVO

2008 2007 2008 2007

Actividad operativa
Ganancia neta del ejercicio 32.987.792 21.511.789 36.469.549 22.028.691
Ajustes:
Participación de los accionistas no controlantes (2.089.497) 1.742.826
Resultado de participaciones en inversiones significativas 115.790 367.361 (2.494.234) 641.238
Plusvalía/plusvalía negativa - amortización 758.428 97.913 241.854 20.343
Depreciación, agotamiento y amortización 11.631.984 10.695.826 7.952.428 5.798.802
Pérdida en la recuperación de activos 2.658.224 446.130 891.258 87.146
Baja de pozos secos 1.524.143 916.080 1.291.395 320.502
Valor residual de bienes dados de baja de naturaleza permanente 597.001 398.666 5.817 151.737
Variaciones cambiarias, monetarias y cargas financieras sobre
4.033.176 (1.786.249) (21.581.932) 3.503.919
financiaciones y operaciones de mutuo y otras operaciones
Impuesto sobre la renta y contribución social diferidas, netas 4.769.951 477.234 5.736.892 619.148
Aumento/Reducción de activos y pasivos
Reducción/(aumento de cuentas por cobrar (210.111) 1.394.042 (1.079.071) 1.109.284
Reducción/(aumento) de las existencias (1.413.136) (1.429.937) (1.205.349) 354.734
Aumento de la cuenta de Petróleo y Alcohol - STN (11.822) (12.060) (11.822) (12.060)
Variación cambiaria asignada en el activo permanente * 6.802.836
Aumento de otros activos (528.823) (1.272.217) (145.209) (684.729)
Aumento de proveedores 648.394 1.549.778 3.272.052 1.985.843
Aumento/(reducción) de impuestos, tasas y contribuciones (3.642.293) 382.622 (4.523.328) 264.880
Aumento/(reducción) de obligaciones con proyectos
147.389 (934.163) 147.389 (934.163)
estructurados
Aumento de los Planes de Pensión y Salud 1.546.437 2.790.542 1.336.498 2.570.549
Aumento/(reducción) de otros pasivos (3.543.081) (1.532.439) 919.651 (274.134)
Aumento/(reducción) de operaciones de corto plazo con
empresas subsidiarias, controladas y coligadas:
Reducción/(aumento) de cuentas por cobrar 17.214 (415.956) (4.143.736) (2.915.985)
Reducción/(aumento) de cuentas por pagar (45.375) 48.109 857.428 1.690.674
Aumento con operación con suministro de petróleo y
31.838.213 3.879.698
derivados - exterior
Recursos netos generados por actividades operativas 49.951.785 42.238.733 55.775.743 40.206.117
Actividades de inversión
Inversiones en explotación y producción de petróleo y gas (26.008.454) (20.405.267) (18.982.305) (14.696.321)
Inversiones en refinación y transporte (13.349.577) (9.647.338) (10.621.340) (8.760.817)
Inversiones en gas y energía (6.140.887) (5.198.627) (3.364.336) (2.248.784)
Inversión en el segmento internacional (5.439.543) (5.237.981) (75.069) (27.028)
Inversiones en distribución (1.179.204) (915.517) (705.811) (389.644)
Inversiones en títulos y valores mobiliarios (273.726) (3.122.991) (95.543) (3.259.628)
Otras inversiones (1.266.037) (776.109) (1.256.367) (775.571)
Dividendos recibidos 232.055 70.872 1.272.481 929.126
Proyectos en negociación (1.326.338) (681.360)
Recursos netos utilizados en las actividades de inversión (53.425.373) (45.232.958) (35.154.628) (29.910.027)


2008 2007 2008 2007

Actividades de financiación
Financiaciones y operaciones de mutuo, netas 11.836.832 (3.947.929) (14.774.380) (17.051.010)
Fondo de Inversión en Derechos Crediticios No-Estandarizados 3.786.197 1.978.332
Dividendos pagados a accionistas (6.212.568) (7.474.355) (6.212.568) (7.474.355)
Fondos netos aplicados en actividades de financiación 5.624.264 (11.422.284) (17.200.751) (22.547.033)
Efecto de la variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes al
667.071 (341.747)
efectivo
Variación neta de efectivo y equivalentes al efectivo en el ejercicio 2.817.747 (14.758.256) 3.420.365 (12.250.943)
Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del ejercicio 13.070.849 27.829.105 7.847.949 20.098.892
Efectivo y equivalentes al efectivo al fin del ejercicio 15.888.596 13.070.849 11.268.314 7.847.949
Informaciones adicionales a los flujos de efectivo en caja:
Valores pagados y recibidos durante el ejercicio
Interés pagados, netos del monto capitalizado 4.012.109 2.852.752 1.785.459 469.002
Interés recibidos sobre préstamos 3.122.428 2.836.884
Impuesto sobre la renta y contribución social 10.918.489 7.713.424 9.271.464 6.250.675
Impuesto sobre la renta retenido en la fuente de terceros 2.047.224 1.753.766 1.696.689 1.573.548
transacciones de inversiones y financiaciones que no envuelven
efectivo en caja
Adquisición de bienes de uso de contrato con transferencia de
9.972 6.686.914
beneficios, riscos e controle de bienes
Bienes recibidos por donación 3 82
Capitalización de dividendos por cobrar de coligadas o subsidiarias 183.586
Provisión para abandono de pozos 131.438 3.008.545 70.698 2.999.026
* En 2008, con la adopción del nuevo criterio de conversión, el efecto cambiario sobre el activo permanente de las empresas con sede en el exterior se compensa por el ajuste
acumulado de conversión, en el patrimonio neto, sin afectar el estado de los flujos de efectivo.

27

EStAdO dEL VALOR AGREGAdO

2008 % 2007 % 2008 % 2007 %

Ingresos
Ventas de productos y servicios y otros
268.936.483 220.153.532 210.066.823 171.949.673
ingresos
Provisión para créditos de liquidación
(167.026) (104.156) (88.572) (15.211)
dudosa - constitución
Ingresos relativos a la construcción de
47.163.873 26.057.647 31.921.891 20.481.214
activos para uso
315.933.330 246.107.023 241.900.142 192.415.676
Insumos adquiridos de terceros
Materiales consumidos (47.890.791) (33.098.285) (28.142.217) (21.523.211)
Costo de las mercancías para reventa (53.989.794) (29.888.395) (28.543.536) (25.153.779)
Energía, servicios de terceros y otros (52.590.649) (42.840.479) (41.119.679) (21.953.469)
Créditos fiscales sobre insumos
(9.602.596) (3.984.316) (19.256.674) (12.945.905)
adquiridos de terceros
Pérdida en la recuperación de activos (2.658.224) (480.812) (891.258) (87.146)
(166.732.054) (110.292.287) (117.953.364) (81.663.510)
Valor agregado bruto 149.201.276 135.814.736 123.946.778 110.752.166
Retenciones
Depreciación y amortización (11.631.984) (10.695.826) (7.952.428) (5.798.802)
Valor agregado neto producido por la
137.569.292 125.118.910 115.994.350 104.953.364
Compañía
Valor agregado recibido en transferencia
Resultado de participaciones en
(115.790) (367.361) 2.494.234 (623.036)
inversiones
Ingresos financieros - incluye variaciones
3.494.430 2.417.659 7.254.449 2.893.929
monetaria y cambiaria
Amortización de plusvalía y plusvalía
(758.428) (97.913) (241.854) (20.344)
negativas
Alquileres, royalties y otros 1.293.912 562.307 1.155.856 456.272
3.914.124 2.514.692 10.662.685 2.706.821
Valor agregado a distribuir 141.483.416 127.633.602 126.657.035 107.660.185


CONSOLIdANtE CONtROLAdORA
2008 % 2007 % 2008 % 2007 %

distribución del valor agregado
Personal y administradores
Remuneración directa
Sueldos 9.103.594 6 7.040.959 6 6.481.382 5 5.069.454 5
Participaciones de los empleados y
1.344.526 1 1.011.914 1 1.138.078 1 844.412 1
administradores en las ganancias
Beneficios
Ventajas 835.286 1 785.775 1 535.125 0 475.495 0
Plan de jubilación y pensión 926.324 1 2.913.607 2 866.299 1 2.820.279 3
Plan de salud 1.716.426 1 1.903.651 1 1.623.217 2 1.798.391 2
FGtS (Fondo por años de trabajo
600.674 0 507.179 0 525.626 0 446.254 0
en la empresa)
14.526.830 10 14.163.085 11 11.169.727 9 11.454.285 11
tributos
Federales* 57.456.863 40 46.509.101 37 53.855.166 42 42.652.147 40
Estaduales 22.338.990 16 22.993.351 18 12.363.556 10 14.470.588 13
Municipales 147.705 0 115.254 0 80.118 0 48.153 0
En el exterior* 5.169.057 4 4.301.405 3
85.112.615 60 73.919.111 58 66.298.840 52 57.170.888 53
Instituciones financieras y proveedores
Interés, variaciones cambiarias y
1.891.069 1 7.385.853 6 57.470 0 5.929.226 6
monetarias
Gastos de alquileres y flete 9.054.607 7 8.910.938 7 12.661.449 10 11.077.095 10
10.945.676 8 16.296.791 13 12.718.919 10 17.006.321 16
Accionistas
Interés sobre el capital propio 7.019.261 5 6.361.205 5 7.019.261 6 6.361.205 6
Dividendos 2.895.445 2 219.352 0 2.895.445 2 219.352 0
Participación de los accionistas
(2.089.497) (1) 1.742.826 1
no controlantes
Ganancias retenidas 23.073.086 16 14.931.232 12 26.554.843 21 15.448.134 14
30.898.295 22 23.254.615 18 36.469.549 29 22.028.691 20
Valor agregado distribuido 141.483.416 100 127.633.602 100 126.657.035 100 107.660.185 100
* Incluye participaciones gubernamentales.

29

INFORMACIONES ADICIONALES A LOS ESTADOS CONTABLES

EStAdO dE SEGmENtACIóN dE NEGOCIOS (CONSOLIdAdO)

2008
E&P ABAStECImIENtO

Estado de Resultados
Ingresos operativos netos 106.225.551 173.176.848
Entre segmentos 104.453.913 48.549.773
Terceros 1.771.638 124.627.075
Costo de los productos y servicios vendidos (43.633.484) (172.114.682)
Ganancia bruta 62.592.067 1.062.166
Gastos operativos (5.361.560) (5.657.824)
Ventas, generales y administrativas (729.122) (4.976.520)
Tributarios (109.529) (114.013)
Gastos de explotación p/extracción de petróleo y gas (2.550.569)
Pérdida en la recuperación de activos (602.675)
Investigación y desarrollo (899.212) (276.564)
Plan de pensión y salud
Otros ingresos (gastos) operativos (470.453) (290.727)
Ganancia (pérdida) operativa 57.230.507 (4.595.658)
Financieras netas
Resultado de participación en inversiones (554.100)
Ganancia (pérdida) antes de los impuestos y part. de los accionistas no controlantes 57.230.507 (5.149.758)
Impuesto sobre la renta y contribución social (19.307.037) 1.657.928
Participación de los accionistas no controlantes 136.911 164.188
Participación de los empleados y administradores (445.102) (280.604)
Ganancia neta (pérdida) 37.615.279 (3.608.246)
Las premisas utilizadas en la elaboración de este estado se describen en la Nota 28.


2008

GAS & ENERGíA dIStRIBuCIóN INtERNACIONAL CORPORAtIVO ELImINACIóN tOtAL

15.987.874 55.762.758 22.464.350 (158.498.845) 215.118.536
2.237.059 1.358.176 1.899.924 (158.498.845)
13.750.815 54.404.582 20.564.426 215.118.536
(14.177.728) (51.129.970) (19.414.411) 158.846.916 (141.623.359)
1.810.146 4.632.788 3.049.939 348.071 73.495.177
(2.339.339) (2.799.592) (4.343.514) (7.315.679) 272.564 (27.544.944)
(970.329) (2.813.052) (1.698.977) (3.486.887) 265.265 (14.409.622)
(68.261) (22.249) (272.742) (275.972) (862.766)
(943.689) (3.494.258)
(330.413) (933.088)
(72.660) (13.728) (4.653) (438.755) (1.705.572)
(1.427.395) (1.427.395)
(1.228.089) 49.437 (1.093.040) (1.686.670) 7.299 (4.712.243)
(529.193) 1.833.196 (1.293.575) (7.315.679) 620.635 45.950.233
3.128.784 3.128.784
17.994 76.645 (414.270) (487) (874.218)
(511.199) 1.909.841 (1.707.845) (4.187.382) 620.635 48.204.799
194.017 (596.513) (355.239) 2.655.884 (211.018) (15.961.978)
42.644 301.302 1.444.452 2.086.497
(41.444) (78.749) (96.657) (401.970) (1.344.526)
(315.982) 1.234.579 (1.858.439) (489.016) 409.617 32.987.792

31


2007
E&P ABAStECImIENtO

Estado de Resultados
Ingresos operativos netos 81.093.476 133.148.770
Entre segmentos 76.591.052 36.575.793
Terceros 4.502.424 96.572.977
Costo de los productos y servicios vendidos (34.934.677) (118.921.679)
Ganancia bruta 46.158.799 14.227.091
Gastos operativos (3.986.981) (5.116.528)
Ventas, generales y administrativas (570.709) (4.019.209)
Tributarios (48.657) (147.027)
Gastos de explotación p/extracción de petróleo y gas (1.211.923)
Pérdida en la recuperación de activos (45.249)
Investigación y desarrollo (868.078) (333.329)
Plan de pensión y salud
Otros ingresos (gastos) operativos (1.242.365) (616.963)
Ganancia (pérdida) operativa 42.171.818 9.110.563
Financieras netas
Resultado de participación en inversiones 195.842
Ganancia (pérdida) antes de los impuestos y part. de los accionistas no controlantes 42.171.818 9.306.405
Impuesto sobre la renta y contribución social (14.214.966) (3.033.083)
Participación de los accionistas no controlantes (764.246) (14.621)
Participación de los empleados y administradores (363.100) (276.337)
Ganancia neta (pérdida) 26.829.506 5.982.364


2007


9.865.871 45.078.459 19.389.980 (117.998.831) 170.577.725
2.109.127 729.103 1.993.756 (117.998.831)
7.756.744 44.349.356 17.396.224 170.577.725
(9.044.135) (40.828.833) (16.213.863) 115.545.144 (104.398.043)
821.736 4.249.626 3.176.117 (2.453.687) 66.179.682
(2.445.633) (2.980.459) (3.281.595) (8.581.421) 238.386 (26.154.231)
(1.131.894) (2.528.285) (1.403.963) (3.064.207) 230.641 (12.487.626)
(76.957) (175.925) (138.001) (668.944) (1.255.511)
(1.357.801) (2.569.724)
(400.880) (446.129)
(182.908) (11.636) (3.412) (312.975) (1.712.338)
(2.494.510) (2.494.510)
(1.053.874) (264.613) 22.462 (2.040.785) 7.745 (5.188.393)
(1.623.897) 1.269.167 (105.478) (8.581.421) (2.215.301) 40.025.451
(4.020.890) (4.020.890)
155.817 (14.317) (25.216) (777.400) (465.274)
(1.468.080) 1.254.850 (130.694) (13.379.711) (2.215.301) 35.539.287
561.762 (408.149) (525.954) 5.594.424 753.208 (11.272.758)
(447.438) (310.185) (206.336) (1.742.826)
(28.342) (68.730) (55.862) (219.543) (1.011.914)
(1.382.098) 777.971 (1.022.695) (8.211.166) (1.462.093) 21.511.789

33


E&P ABAStECImIENtO

Activo 116.174.626 64.782.225
Corriente 5.880.892 23.620.084
Efectivo/inversiones financieras
Otros activos corrientes 5.880.892 23.620.084
No corriente 110.293.734 41.162.141
Realizable a largo plazo 4.187.708 1.890.639
Bienes de uso 102.289.658 35.844.947
Otros 3.816.368 3.426.555

E&P ABAStECImIENtO

Activo 89.256.777 55.252.719
Corriente 5.174.218 24.390.014
Efectivo/inversiones financieras
Otros activos corrientes 5.174.218 24.390.014
No corriente 84.082.559 30.862.705
Realizable a largo plazo 4.046.461 1.334.536
Bienes de uso 76.611.403 25.225.884
Otros 3.424.695 4.302.285


2008


36.179.125 10.320.163 33.242.388 40.582.412 (9.117.097) 292.163.842
5.343.529 5.680.866 5.848.084 25.007.856 (7.806.033) 63.575.278
15.888.596 15.888.596
5.343.529 5.680.866 5.848.084 9.119.260 (7.806.033) 47.686.682
30.835.596 4.639.297 27.394.304 15.574.556 (1.311.064) 228.588.564
2.323.390 734.604 1.334.571 11.997.201 (1.213.270) 21.254.843
27.024.526 3.192.563 20.084.131 2.361.201 (42.859) 190.754.167
1.487.680 712.130 5.975.602 1.216.154 (54.935) 16.579.554

2007


27.940.537 9.889.957 22.405.883 36.411.603 (9.929.676) 231.227.800
4.423.357 4.946.037 4.212.202 20.049.794 (9.821.856) 53.373.766
13.070.849 13.070.849
4.423.357 4.946.037 4.212.202 6.978.945 (9.821.856) 40.302.917
23.517.180 4.943.920 18.193.681 16.361.809 (107.820) 177.854.034
1.840.846 701.623 1.087.853 13.102.139 (90.621) 22.022.837
20.751.962 2.793.450 12.664.055 1.911.171 (17.199) 139.940.726
924.372 1.448.847 4.441.773 1.348.499 15.890.471

35


2008
ÁREA INtERNACIONAL
E&P ABAStECImIENtO GAS & ENERGíA dIStRIBuCIóN CORPORAtIVO ELImINACIóN tOtAL

Activo 24.206.697 6.386.636 3.244.587 859.271 4.104.016 (5.558.820) 33.242.387
Estado de resultados
Ingresos operativos
5.203.103 14.838.549 1.880.068 4.924.620 4.455 (4.386.445) 22.464.350
netos
Entre segmentos 2.695.517 3.113.133 385.578 133.760 (4.428.064) 1.899.924
Terceros 2.507.586 11.725.416 1.494.490 4.790.860 4.455 41.619 20.564.426
Ganancias (pérdida)
522.958 (1.253.303) 309.798 (15.265) (851.364) (6.399) (1.293.575)
operativa
Ganancia neta
(127.480) (1.405.991) 179.325 (11.436) (486.458) (6.399) (1.858.439)
(pérdida)

2007
ÁREA INtERNACIONAL
E&P ABAStECImIENtO GAS & ENERGíA dIStRIBuCIóN CORPORAtIVO ELImINACIóN tOtAL

Activo 14.987.316 4.636.112 2.378.118 819.267 2.542.641 (2.957.571) 22.405.883
Estado de resultados
Ingresos operativos
4.638.000 12.999.060 1.899.958 3.653.825 25.514 (3.826.377) 19.389.980
netos
Entre segmentos 2.589.301 2.818.080 371.561 41.191 (3.826.377) 1.993.756
Terceros 2.048.699 10.180.980 1.528.397 3.612.634 25.514 17.396.224
Ganancias (pérdida)
(55.157) 178.213 475.756 (95.608) (582.717) (25.965) (105.478)
operativa
Ganancia neta
(777.183) 245.109 325.774 (70.641) (719.789) (25.965) (1.022.695)
(pérdida)



BALANCE SOCIAL

1 - BASE dE CÁLCuLO 2008 2007

Ingreso neto consolidado (IN) 215.118.536 170.577.725
Resultado operativo consolidado (RO) 48.204.799 35.977.804
Nómina de pagos bruta (NPB) 9.500.291 7.919.274
2 - Indicadores Sociales Internos (i) VALOR % SOBRE NPB % SOBRE IN VALOR % SOBRE NPB % SOBRE IN

Alimentación 578.966 6,09% 0,27% 547.790 6,92% 0,32%
Cargas sociales obligatorias 4.633.742 48,77% 2,15% 3.355.374 42,37% 1,97%
Previsión privada 412.641 4,34% 0,19% 554.845 7,01% 0,33%
Salud 2.009.498 21,15% 0,93% 2.138.366 27,00% 1,25%
Seguridad y salud en el trabajo 110.736 1,17% 0,05% 95.031 1,20% 0,06%
Educación 106.440 1,12% 0,05% 95.284 1,20% 0,06%
Cultura 14.982 0,16% 0,01% 22.794 0,29% 0,01%
Capacitación y desarrollo profesional 426.832 4,49% 0,20% 386.452 4,88% 0,23%
Guarderías o asistencia guardería 2.825 0,03% 0,00% 2.319 0,03% 0,00%
Participación en las ganancias o resultados 1.344.526 14,15% 0,63% 1.011.914 12,78% 0,59%
Otros 152.581 1,61% 0,07% 66.335 0,84% 0,04%
total - Indicadores sociales internos 9.793.769 103,09% 4,55% 8.276.504 104,51% 4,85%
3 - Indicadores sociales externos (I) VALOR % SOBRE RO % SOBRE IN VALOR % SOBRE RO % SOBRE IN
Generación de ingresos
35.752 0,07% 0,02% 58.838 0,16% 0,03%
y oportunidad de trabajo (i)
Educación para la calificación profesional (i) 72.693 0,15% 0,03% 64.878 0,18% 0,04%
Garantía de los derechos de los niños y
90.159 0,19% 0,04% 110.615 0,31% 0,06%
adolescentes (i)
Cultura (i) 206.751 0,43% 0,10% 205.518 0,57% 0,12%
Deporte (i) 68.952 0,14% 0,03% 79.989 0,22% 0,05%
Otros (i) 26.473 0,05% 0,01% 14.275 0,04% 0,01%
total de las contribuciones para la sociedad 500.780 1,04% 0,23% 534.113 1,48% 0,31%
Tributos (excluidas las cargas sociales) 80.140.559 166,25% 37,25% 73.441.877 204,13% 43,05%
total - Indicadores sociales externos 80.641.339 167,29% 37,49% 73.975.990 205,62% 43,37%
4 - Indicadores ambientales (i) VALOR % SOBRE RO % SOBRE IN VALOR % SOBRE RO % SOBRE IN
Inversiones relacionadas con la
1.919.751 3,98% 0,89% 1.924.698 5,35% 1,13%
producción/operación de la empresa
Inversiones en programas
53.763 0,11% 0,02% 51.728 0,14% 0,03%
y/o proyectos externos
total de las inversiones en medio ambiente 1.973.514 4,09% 0,92% 1.976.426 5,49% 1,16%
En lo que se refiere a la determinación de ( ) cumple del ( ) cumple del
“metas anuales” para minimizar residuos, el ( ) no tienes metas ( ) no tienes metas
51 al 75% 51 al 75%
consumo en general en la producción/operación
y aumentar la eficacia en la utilización de ( ) cumple del (x) cumple del ( ) cumple del (x) cumple del
recursos naturales, la empresa 0 al 50% 76 al 100% 0 al 50% 76 al 100%

37


5 - Indicadores de la plantilla (i) 2008 2007

Nº de empleados(as) al cierre del período 74.240 68.931
Nº de admisiones durante el período (II) 6.351 4.263
Nº de empleados(as) subcontratados(as) 260.474 211.566
Nº de pasantes (II) 1.213 1.213
Nº de empleados(as) con más de 45 años (II) 28.447 26.073
Nº de mujeres que trabajan en la empresa (III) 11.511 10.722
% de cargos de jefatura ocupados por mujeres (II) 13,01% 13,50%
% de negros(as) que trabajan en la empresa (IV) 10.581 3.004
% de cargos de jefatura ocupados
29,9% 3,10%
por negros(as) (IV)
Nº de portadores(as) de discapacidad
1.068 1.026
o de necesidades especiales (V)
6 - INFORmACIONES SIGNIFICAtIVAS RESPECtO
2008 mEtAS 2009
AL EjERCICIO dE LA CIudAdANíA EmPRESARIAL
Relación entre la mayor y menor remuneración
31,59 31,59
de la empresa (VI) - valor (i)
Número total de accidentes de trabajo (VII) (i) 444 437
Los proyectos sociales y ambientales
(x) directorio ( ) todos(as) (x ) directorio ( ) todos(as)
desarrollados por la empresa fueron ( ) directorio ( ) directorio
y gerencias empleados(as) y gerencias empleados(as)
definidos por: (i)
Los estándares de seguridad y salud en el (x) directorio ( ) todos(as) ( ) todos(as) + (x) directorio ( ) todos(as) ( ) todos(as) +
ambiente de trabajo fueron definidos por: (i) y gerencias empleados(as) Cipa y gerencias empleados(as) Cipa

Respecto a la libertad gremial, al derecho de ( ) sigue las ( ) seguirá las (x) incentivará
( ) no se (x) incentiva y ( ) no se
negociación colectiva y a la representación interna normas de la normas de la y cumplirá la
envuelve sigue a la OIT envuelve
de los (las) trabajadores(as), la empresa: (i) OIT OIT OIT
( ) directorio y (x) todos(as) ( ) directorio y (x ) todos(as)
La previsión privada incluye: (i) ( ) directorio ( ) directorio
gerencias empleados(as) gerencias empleados(as)
La participación en las ganancias o ( ) directorio y (x) todos(as) ( ) directorio y (x) todos(as)
( ) directorio ( ) directorio
resultados incluye: (i) gerencias empleados(as) gerencias empleados(as)
En la selección de los proveedores, los mismos
( ) no se ( ) se ( ) no se ( ) se
estándares éticos y de responsabilidad social y (x) se exigen (x) se exigirán
consideran sugieren considerarán sugerirán
ambiental adoptados por la empresa: (i)
(x )
Respecto a la participación de empleados (as) en ( ) no se (x) organiza e ( ) no se
( ) apoya ( ) apoyará organizará y
programas de trabajo voluntario, la empresa: (i) envuelve incentiva envolverá
alentará
Número total de reclamaciones y críticas de en la empresa en el Procon en la Justicia en la empresa en el Procon en la Justicia
consumidores(as): (VII) (i) 9.578 1 29 4.000 1 29
% de reclamaciones y criticas atendidas y en la empresa en el Procon en la Justicia en la en el Procon en la Justicia
solucionadas: (VII) (i) 97,6% 100% 51,72% empresa 99% 100% % 51,72%
Valor agregado total a distribuir
En 2008: 141.483.416 En 2007: 127.633.602
(consolidado) - valor:
60% gobierno 10% colaboradores(as) 58% gobierno 11% colaboradores(as)
Distribución del Valor Agregado (DVA):
6% accionistas 8% terceros 16% retenido 6% accionistas 13%terceros 12% retenido


7 - OtRAS INFORmACIONES

1) CNPJ: 33.000.167/0001-01 - sector económico: Industria/Petróleo, Gas y Energía - UF de la sede de la compañía: Río de Janeiro.
2) Para aclaraciones sobre las informaciones declaradas: Teléfono (+55 21) 3224-1009 - E-mail: comunicacao@petrobras.com.br
3) Esta Compañía no utiliza mano de obra infantil o trabajo esclavo, no está envuelta con prostitución o explotación sexual de niños o adolescentes ni tampoco con corrupción.
4) Nuestra Compañía valora y respeta la diversidad tanto interna como externamente.
5) El Programa Petrobras Joven Aprendiz contó con inversiones de R$ 20.034 en 2008.
I. Incluye R$ 48,5 millones de traspaso al Fondo para la Infancia y Adolescencia (FIA).
II. Informaciones del sistema Petrobras Brasil.
III. Informações de 2007 son relativas a Petrobras en Brasil. El valor de 2008 pasa a englobar todo el sistema Petrobras.
IV. Informaciones de 2008 relativas a Petrobras Controlante con base en el Censo para la Diversidad Petrobras, realizado de agosto a octubre.
V. Del total de 74.240 empleados del sistema Petrobras, 6.775 pertenecen a la plantilla del Área Internacional, no sujeta a la legislación brasileña. Del restante, 17.924
ocupan cargos en donde está prevista la reserva de plazas para personas con discapacidad. De estos empleados, 1.068 son personas con discapacidad, lo que
corresponde al 5,95% de la plantilla en esa condición.
VI. Las informaciones “en la empresa” incluyen el cuantitativo de reclamaciones y críticas recibidas por los sAC de Petrobras Controlante y de Petrobras Distribuidora.
Las metas de la Compañía para 2008 contienen solamente la estimativa de Petrobras Controlante.
(i) No auditado.

39

NOTAS ExPLICATIVAS A LOS
ESTADOS CONTABLES
Consolidadas y Controlante

1 PRESENtACIóN dE LOS EStAdOS CONtABLES
Los estados contables se elaboraron con base en las prácticas contables emanadas de la
legislación societaria, de los Pronunciamientos, de las Orientaciones y de las Interpreta-
ciones emitidas por el comité de Pronunciamientos Contables (CPC) y de las Normas de la
Comisión de Valores Mobiliarios - CVM.
Los estados contables de 2008 incluyen las alteraciones en la legislación societaria
introducidas por la Ley 11.638 del 28 de diciembre de 2007, y por la Medida Provisional
449, del 03 de diciembre de 2008, que alteraron la Ley 6.404/76 en los artículos relativos a
la elaboración de los estados contables.
La autorización para la conclusión de la preparación de estos estados contables se
realizó en Reunión del Consejo de Administración realizada el 06 de marzo de 2009.
Con el objetivo de perfeccionar las informaciones dadas al mercado, la Compañía pre-
senta las siguientes informaciones complementarias:

1.1 INFORmE POR SEGmENtO dE NEGOCIO
Las informaciones por segmentos de negocios, presentadas adicionalmente, se prepara-
ron de acuerdo con la norma norteamericana de contabilidad SFAS-131 emitida por el
“Financial Accounting Standards Board”. que fue refrendada por el Oficio-Circular/CVM/
SNC/SEP nº 01/2007.
En los estados contables por área de negocio, las operaciones de la Compañía están
estructuradas de acuerdo con los segmentos siguientes: Exploración y Producción, Abas-
tecimiento, Gas y Energía, Distribución, Internacional y grupo de órganos corporativos.

1.2 BALANCE SOCIAL
El balance social muestra los indicadores sociales, ambientales, el cuantitativo funcional
e informaciones significativas en lo que se refiere al ejercicio de la ciudadanía empresarial
y se elaboró de acuerdo con la Resolución CFC nº 1.003. Algunas informaciones se obtu-
vieron por medio de registros auxiliares y de determinadas informaciones gerenciales de
la Compañía, subsidiarias y sus controladas.


NOTAS ExPLICATIVAS A LOS ESTADOS CONTABLES

2 PRINCIPIOS dE CONSOLIdACIóN
Los estado contables consolidados al 31 de diciembre de 2008 y 2007 se prepararon de
acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil y las disposiciones complemen-
tarias de la Comisión Nacional de Valores Mobiliários (CVM) e incluyen los estados con-
tables de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y las siguientes subsidiarias, controladas,
controladas en conjunto y sociedades con propósitos específicos (SPE):

2008 2007
PARtICIPACIóN EN EL CAPItAL - % SuBSCRItO y SuBSCRItO y
VOtANtE VOtANtE
INtEGRAdO INtEGRAdO
Subsidiarias y controladas
Petrobras Química S.A. - Petroquisa y sus controladas (v) 100,00 100,00 100,00 100,00
Petrobras Distribuidora S.A. - BR y sus controladas (v) 100,00 100,00 100,00 100,00
Braspetro Oil Services Company - Brasoil y sus controladas (i) 100,00 100,00 100,00 100,00
Braspetro Oil Company - BOC y su controlada (i) 99,99 99,99 99,99 99,99
Petrobras International Braspetro B.V. - PIBBV y sus controladas (i) (v) (vii) 100,00 100,00 100,00 100,00
Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN (viii) 100,00 100,00 100,00 100,00
Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro y su controlada (x) 100,00 100,00 100,00 100,00
Petrobras Gás S.A. - Gaspetro y sus controladas (v) 99,97 99,99 99,95 99,99
Petrobras International Finance Company - PifCo y sus controladas (i) 100,00 100,00 100,00 100,00
Petrobras Transporte S.A. - Transpetro y su controlada 100,00 100,00 100,00 100,00
Downstream Participações Ltda. y su controlada 99,99 99,99 99,99 99,99
Petrobras Netherlands B.V. - PNBV y sus controladas (i) (v) 100,00 100,00 100,00 100,00
FAFEN Energia S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00
5283 Participações Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00
Baixada Santista Energia Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00
Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE 100,00 100,00 100,00 100,00
Termorio S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00
Termoceará Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00
Termomacaé Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00
Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda 100,00 100,00 100,00 100,00
Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 99,00 99,00 99,00 99,00
Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00
Termobahia S.A. 98,85 98,85
Petrobras Biocombustível S.A. 100,00 100,00
Refinaria Abreu e Lima S.A. (ix) 100,00 100,00

41


2008 2007
PARtICIPACIóN EN EL CAPItAL - % SuBSCRItO y SuBSCRItO y
VOtANtE VOtANtE
INtEGRAdO INtEGRAdO
Subsidiárias e Controladas
Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda. 100,00 100,00
Ipiranga Asfalto S.A. 100,00 100,00
Cordoba Financial Services Gmbh - CFS 100,00 100,00
Controladas en conjunto
Usina Termelétrica Norte Fluminense S.A. 10,00 10,00 10,00 10,00
GNL do Nordeste Ltda. (ii) 50,00 50,00 50,00 50,00
Termobahia S.A.(iii) 31,00 31,00
Ibiritermo S.A. (iii) 50,00 50,00 50,00 50,00
Termoaçu S.A. (ii) 74,80 74,80 72,10 72,10
Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. PC BIOS (ii) 50,00 50,00
PMCC Projetos de Transporte de Álcool S.A. (ii) 33,33 33,33
Brentech Energia S.A. (ii) 30,00 30,00
Brasil PCH S.A. (ii) 42,33 42,33
Brasympe Energia S.A. (ii) 20,00 20,00
Breitener Energética S.A. (ii) 30,00 30,00
Cia Energética Manauara (ii) 40,00 40,00

derechos y adelantos para adquisición de inversiones
Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. (vi)
Sociedades de Propósito Específico - SPE (iv)
Albacora Japão Petróleo Ltda.
Barracuda & Caratinga Leasing Company B.V. (i)
Blade Securities Limited (i)
Cayman Cabiunas Investment CO. (i)
Charter Development LLC - CDC (i)
Codajas Coari Participações Ltda.
Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI
Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP
Companhia Petrolífera Marlim
Companhia de Recuperação Secundária S.A. - CRSEC
Gasene Participações Ltda.
Manaus Geração Termelétrica Participações Ltda.
Nova Marlim Petróleo S.A.
Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN
Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS
PDET Offshore S.A.
Companhia Mexilhão do Brasil
Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras



Notas:
(i) Empresas con sede en el exterior con estados contables elaborados en moneda extranjera.
(ii) Empresas con administración compartida, consolidadas en la proporción de las participaciones en el capital social.
(iii) Empresas con administración compartida, consolidadas íntegramente, cuyas actividades son controladas por Petrobras, según la Instrucción CVM n° 408/2004.
(iv) sociedades de Propósito Específico - sPE, que en la esencia de su relación con Petrobras, indican que sus actividades operativas son controladas, directa o indirectamente,
individualmente o en conjunto, por la Compañía, se consolidan según la Instrucción CVM nº 408/2004.
(v) Empresas que llevan participación accionaria en entidades controladas en forma conjunta.
(vi) Consolidación proporcional, en función del control compartido en partes iguales con Braskem y Ultrapar, en relación a la operación de refinación de la Refinaria de Petróleo
Riograndense, anteriormente denominada Refinaria de Petroleo Ipiranga (RPI).
(vii) Participación del 20,13% de 5283 Participações Ltda.
(viii) Participación del 0,09% de Petrobras Gás s. A. - Gaspetro.
(ix) Participación del 0,01% de Downstream.
(x) Participación de 0,05% da Downstream.

El proceso de consolidación de las cuentas patrimoniales y de resultado corresponde a la
suma horizontal de los saldos de las cuentas de activo, pasivo, ingresos y gastos, según su
naturaleza, complementada con las eliminaciones siguientes:
› de las participaciones en el capital y reservas mantenidas entre ellas;
› de los saldos de cuentas corrientes y otras, integrantes del activo y/o pasivo, manteni-
dos entre las empresas;
› de las porciones de resultados del ejercicio, del activo corriente y no corriente que co-
rresponden a resultados no realizados económicamente entre las referidas empresas; y
› de los efectos originados por las transacciones significativas realizadas entre las empresas.
La plusvalía negativa no asignada se presenta en el Consolidado como ingresos diferidos
en el pasivo no corriente.
La conciliación del patrimonio neto y de la ganancia neta del ejercicio consolidado con
los correspondientes patrimonio neto y ganancia neta del ejercicio de la Controlante, al 31
de diciembre de 2008 y 2007, se demuestra de la siguiente forma:

PAtRImONIO NEtO GANANCIA NEtA dEL EjERCICIO

2008 2007 2008 2007

Conforme estados contables consolidados 138.365.282 113.854.127 32.987.792 21.511.789
Ganancia en la venta de productos en existencias en Subsidiarias y
659.645 667.016 659.645 667.016
controladas, neto de impuestos
Reversión de ganancias en las existencias de ejercicios anteriores (685.996) (362.188)
Interés capitalizados 460.139 860.446 (38.188) 183.171
Absorción (reversión parcial) de pasivo al descubierto de controlada (*) 4.160.318 73.274 3.507.491 61.129
Otras eliminaciones 405.755 557.372 38.805 (32.226)
Conforme estados contables de la controlante 144.051.139 116.012.235 36.469.549 22.028.691
(*) De acuerdo con la Instrucción CVM nº 247/96, las pérdidas que fueren consideradas de naturaleza no permanente (temporales) sobre las inversiones evaluadas por el
método de la equivalencia patrimonial, cuyas empresas en las que realiza inversiones no presenten señales de paralización o necesidad de apoyo financiero de la empresa
inversora, deben limitarse hasta el valor de la inversión de la empresa controlante. Por lo tanto, los pasivos al descubierto (patrimonio neto negativo) de determinadas
controladas no influyen en el resultado y en el patrimonio de Petrobras en los ejercicios concluidos al 31 de diciembre de 2008 y 2007, generando ítem de conciliación
entre los estados contables de la Controlante y los estados contables consolidados.

43


3 CAmBIO EN LAS PRÁCtICAS CONtABLES
La Ley nº 11.638/07, del 28 de diciembre de 2007, y la Medida Provisional 449/08, del 3 de
diciembre de 2008, alteraron y revocaron dispositivos que trataban materia contable de
la Ley de las Sociedades Anónimas Ley 6.404/76 con el objetivo de la convergencia de las
prácticas contables brasileñas con las normas internacionales de contabilidad (IFRS). El
Comité de Pronunciamientos Contables (CPC) se creó con la incumbencia de editar los
pronunciamientos técnicos de contabilidad en línea con las normas contables internacio-
nales. Presentamos los pronunciamientos técnicos emitidos por el CPC y refrendados por
la CVM hasta el 31 de diciembre de 2008.

PRONuNCIAmIENtO téCNICO/CPC dELIBERACIóN/CVm

NúmERO títuLO NúmERO dAtA dE EmISIóN

CPC Estructura conceptual para la elaboración y presentación de los estados contables 539/08 14 de marzo de 2008
CPC 01 Reducción al valor recuperable de los activos 527/07 1º de noviembre de 2007
CPC 02 Efectos de los cambios en las tasas de cambio y conversión de Estados Contables 534/08 29 de enero de 2008
CPC 03 Estado de los flujos de efectivo 547/08 13 de agosto de 2008
CPC 04 Activo intangible 553/08 12 de noviembre de 2008
CPC 05 Divulgación sobre partes vinculadas 560/08 11 de diciembre de 2008
CPC 06 Operaciones de arriendo mercantil 554/08 12 de noviembre de 2008
CPC 07 Subvención y asistencia gubernamentales 555/08 12 de noviembre de 2008
CPC 08 Costos de transacción y primas en la emisión de títulos y valores mobiliarios 556/08 12 de noviembre de 2008
CPC 09 Estado del valor agregado 557/08 12 de noviembre de 2008
CPC 10 Pagos basados en acciones 562/08 17 de diciembre de 2008
CPC 11 Contratos de seguro 563/08 17 de diciembre de 2008
CPC 12 Ajuste a valor presente 564/08 17 de diciembre de 2008
CPC 13 Adopción inicial de la Ley 11.638/07 y Medida Provisional 449/08 565/08 17 de diciembre de 2008
CPC 14 Instrumentos financieros: reconocimiento, medición y puesta en evidencia 566/08 17 de diciembre de 2008

La Medida Provisional 449/08 también instituyó el Régimen Tributario de Transición es-
tableciendo el tratamiento de los efectos tributarios sobre los métodos y criterios introdu-
cidos por la nueva legislación.
La Compañía adoptó por la primera vez estos pronunciamientos, cuando pertinente,
en la elaboración de los estados contables del ejercicio de 2008, conforme facultado por la
deliberación CVM 565/08, habiendo reflejado los ajustes iniciales al 1º de enero de 2008,
fecha de la transición, en la cuenta ganancias acumuladas sin efectos retrospectivos sobre
los estados contables de 2007.
A continuación, presentamos un resumen de los procedimientos adoptados:



3.1 EStAdO dE LOS FLujOS dE EFECtIVO - dFC y EStAdO
dE VALOR AGREGAdO - dVA (SIGLAS CONFORmE Su
dENOmINACIóN EN PORtuGuéS)
La Compañía elaboraba y divulgava los estados DFC y DVA antes de que fueran obliga-
torios, como información complementaria. Sin embargo, se realizaron algunos cambios
en la estructura de esos estados debido a lo dispueto en los pronunciamientos técnicos
contidos no CPC 03 y CPC 09.

3.2 REduCCIóN AL VALOR RECuPERABLE dE
LOS ACtIVOS (ImpaIrment )
El CPC 01 define procedimientos con el objetivo de asegurar que los activos de la Compa-
ñía no estén registrados contablemente por un valor superior al que se puede recuperar
por uso o por venta. Caso haya evidencias claras de que los activos estén evaluados por
un valor no recuperable en el futuro, la Compañía deberá reconocer inmediatamente la
desvalorización por medio de constitución de provisión para pérdidas.
Las evaluaciones se efectúan considerándose la menor unidad generadora de efectivo,
cuando pertinente, y el valor recuperable es el valor de uso determinado con base en el mo-
delo de flujos de efectivo futuros, descontados a las tasas de interés antes de los impuestos.
La Compañía ya adoptaba ese procedimiento, sin embargo, las pérdidas provisiona-
das, según el procedimiento actual podrán revertirse si hubiera indicativos pongan en
evidencia esa recuperación.

3.3 EFECtOS dE LOS CAmBIOS EN LAS tASAS dE CAm-
BIO y CONVERSIóN dE LOS EStAdOS CONtABLES
El CPC 02 establece criterios para definición de la moneda funcional y conversión de los
estados contables de controladas, coligadas y sucursales con moneda funcional diferente
de la moneda funcional de la controlante.
La adopción del CPC 02 alteró los procedimientos siguientes:

a. Las variaciones cambiarias sobre las inversiones en controladas y coligadas, con mo-
neda funcional distinta de la controlante, pasaron a registrarse en el patrimonio neto,
como ajuste acumulado de conversión, transferidas al resultado en el momento de la
realización de las inversiones.

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

45


b. El estado de resultados de las empresas en las que se realiza inversión, en ambiente
económico estable, con moneda funcional diferente de la controlante, pasó a conver-
tirse a la tasa de cambio promedio mensual, y los demás ítems del patrimonio neto
pasaron a convertirse por la tasa histórica.

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

3.4 ACtIVOS INtANGIBLES
El CPC 04 define el tratamiento contable a ser aplicado a los activos intangibles que no se
incluyen específicamente en otros pronunciamientos.
La Compañía ya presentaba sus activos intangibles de acuerdo con la Deliberación
CVM 488/05, del 3 de octubre de 2005.
La plusvalía por expectativa de rentabilidad futura (goodwill) originada por la adqui-
sición de participación con control (controladas y controladas en conjunto) pasa a pre-
sentarse como activo intangible y la plusvalía por la adquisición en coligadas continúa
presentarse en la inversión.
Esas plusvalías no serán más amortizadas por el plazo y extensión de las proyeccio-
nes que las determinaron a partir del ejercicio de 2009, en función lo preconizado en el
CPC 13 – Adopción Inicial de la Ley 11.638/07 y de la Medida Provisional 449/08, estando
sujetas al test por impairment.

3.5 dIVuLGACIONES SOBRE PARtES VINCuLAdAS
La Compañía amplió la divulgación de transacciones y saldos con partes relacionadas, en
notas explicativas, en función del CPC 05.

3.6 CONtRAtOS CON tRANSFERENCIA dE BENEFICIOS,
RIESGOS y CONtROL dE BIENES
El CPC 06 establece procedimientos de registro contable y de divulgación de transaccio-
nes en que haya compromisos contractuales con y sin transferencia de beneficios, riesgos
y controles de bienes.
La Compañía pasó a registrar en su activo inmovilizado por el valor justo, o si fuera
inferior, por el valor presente de los pagos mínimos del contrato los derechos que tengan
como objeto bienes tangibles destinados al mantenimiento de las actividades de la Com-
pañía, consecuencia de operaciones que transfirieron los beneficios, riegos y controles de
esos bienes, así como su obligación relacionada.
Anteriormente, esas operaciones eran tratadas como costo/gasto con fletes, alquiler o
prestación de servicios.



3.7 SuBVENCIONES y ASIStENCIAS GuBERNAmENtALES
El CPC 07 define que los incentivos fiscales provenientes de donaciones o subvenciones
gubernamentales para inversiones, recibidos a partir del 1º enero de 2008, se reconozcan
como ingresos en el transcurso del período, confrontándose con los gastos que pretende
compensar en una base sistemática, aplicándose en Petrobras de la forma siguiente:

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

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

Os valores apropiados en el resultado, en el año 2008, se destinarán a la Reserva de Incen-
tivos Fiscales.
Los saldos de las reservas de capital referentes a las donaciones y subvenciones para
inversión, al 31 de diciembre de 2007, se mantendrán en el patrimonio neto hasta su total
utilización, en la forma prevista en la Ley 6.404/76.

3.8 COStOS dE tRANSACCIóN y PRImAS EN LA EmISIóN
dE títuLOS y VALORES mOBILIARIOS
El CPC 08 establece el tratamiento contable aplicable al reconocimiento, medición y di-
vulgación de los costos de transacción habidos y de las primas recibidas en el proceso de
captación de recursos por intermedio de la emisión de títulos patrimoniales y/o deuda.
La Compañía pasó a presentar los títulos patrimoniales y de deudas por el valor reci-
birdo, es decir, neto de los referidos costos de transacción, descuentos y primas habidos.

3.9 AjuStE A VALOR PRESENtE - AVP
El CPC 12 establece los requisitos básicos que se observarán por ocasión de la aplicación
del ajuste a valor presente en la medición de activos y pasivos, originados en operaciones
a largo plazo y operaciones significativas a corto plazo. La Compañía ya adoptaba ese
procedimiento para las transacciones significativas.

47


3.10 INStRumENtOS FINANCEIROS
El CPC 14 establece principios para el reconocimiento y mensuración de activos y pasivos
financieros y de algunos contratos de compra y venta de ítems no financieros y para la
divulgación de instrumentos financieros derivativos.
Con la adopción del CPC 14 se realizaron las alteraciones siguientes:
Las operaciones de hedge de flujo de efectivo pasaron a registrarse en el balance ge-
neral por su valor justo, cuando se califican como hedge efectivo, con efectos en el patri-
monio neto y posterior reclasificación para el resultado cuando la transacción, objeto de
hedge cause impacto sobre el resultado. Anteriormente, esas operaciones se registraban
en el resultado por ocasión de su liquidación financiera.
Los instrumentos financieros derivativos utilizados par la protección de las variacio-
nes en los precios de petróleo y derivados pasaron a ser marcados a mercado durante sus
períodos de vigencia, causando impactos sobre el resultado financiero. Anteriormente,
esos ajustes eran se registraban en el resultado por ocasión de su liquidación financiera.
El ajuste a valor de mercado de los títulos mobiliarios clasificados como disponibles
para la venta pasó a presentarse en el patrimonio neto hasta su liquidación, cuando se
transferirá al resultado. Anteriormente, esos ajustes causaban impacto sobre el resultado
del ejercicio.

3.11 INVERSIONES SOCIEtARIAS
De acuerdo con la Medida Provisional 449/08, se evaluarán por el método de la equiva-
lencia patrimonial las inversiones en coligadas en las cuales la administración tenga in-
fluencia significativa y en otras sociedades que formen parte de un mismo grupo o que
estén bajo control común. No obstante, no se identificaron efectos significativos sobre
este ítem.
Anteriormente, la aplicación del método de la equivalencia se determinaba solamente
para las inversiones significativas en coligadas sobre las cuales la administración tuviera
influencia o en las cuales tuviera una participación del 20% o superior en el capital social.



3.12 dIFERIdO
La Medida Provisional 449/08, extinguió el activo diferido, permitiendo el mantenimiento
del saldo al 31 de diciembre de 2008, que continuará siendo amortizado, en hasta 10 años,
sujeto al test de impairment.

3.13 RESuLtAdO dE EjERCICIOS FutuROS - REF
El resultado de ejercicio futuros se extinguió a partir del ejercicio de 2008, en función de
la alteración de la Ley 6.404/76 por la Medida Provisional 449/08. No obstante, los saldos
existentes al 31 de diciembre de 2008 y 2007 se reclasificaron para el pasivo no-corriente
en cuenta representativa de ingresos diferidos que pondrán en evidencia los ingresos dife-
ridos y el respectivo costo diferido.
Las plusvalías negativas consecuencia de la expectativa de resultado se reclasificaron
en los estados contables consolidados en el pasivo no-corriente.

3.14 RESERVA dE REEVALuACIóN
La Ley 11.638/07 no admite nuevas reevaluaciones espontáneas del activo inmovilizado.
La Compañía optó por mantener el saldo de las respectivas reservas de reevaluación al
31 de diciembre de 2007, hasta su total realización.

3.15 INGRESOS y GAStOS NO OPERAtIVOS
Los ingresos y gastos no operativos se extinguieron a partir del ejercicio de 2008 en fun-
ción de la alteración de la Ley 6.404/76 por la Medida Provisional 449/08. Sin embargo, los
saldos existentes al 31 de diciembre de 2008 y 2007 provenientes de la enajenación y baja
de activos de naturaleza permanente se reclasificaron para otros ingresos y gastos ope-
rativos, con excepción de los saldos originados por ganancias y pérdidas de capital en las
inversiones que se reclasificaron para resultado de participaciones en inversiones.

49


3.16 EFECtOS dE LA AdOPCIóN dE LA LEy 11.638/07
y dE LA mEdIdA PROVISIONAL 449/08
Los efectos en el resultado y en el patrimonio neto originados por la adopción de la nueva
legislación netos de los efectos fiscales, cuando aplicables se demuestran, a continuación:

PAtRImONIO PAtRImONIO
RESuLtAdO RESuLtAdO
NEtO NEtO
Saldo conforme estados contables al
32.987.792 138.365.282 36.469.549 144.051.139
31 de diciembre de 2008:
Por la adopción inicial el 1º de enero de 2008, fecha de la
transición:
Instrumentos financieros derivativos 48.177
Compromisos contractuales con transferencia de beneficios,
(1.386.691) (1.386.691)
riesgos y controles de bienes
(1.338.514) (1.386.691)
En el ejercicio de 2008:
Subvención y asistencia gubernamentales (557.185) 76.574 (557.185) 76.574
Instrumentos financieros disponibles para venta (205.341) 200.522 (205.341) 130.839
Instrumentos financieros derivativos 314.371 314.371 (8.984) (8.984)
Compromisos contractuales con transferencia de beneficios,
739.814 739.814 739.814 739.814
riesgos y controles de bienes
Efectos de los cambios de las tasas de cambio y conversión de
636.264 452.704
estados contables
927.923 1.331.281 421.008 938.243
Saldos anteriores a la aplicación de la Ley 11.638/07 y medida
33.915.715 138.358.049 36.890.557 143.602.691
Provisional 449/08




ACtIVO 2008 2007 2008 2007

11.638/07 6.404/ 76 6.404/ 76 11.638/07 6.404/ 76 6.404/ 76

Corriente
Efectivo y equivalentes al efectivo 15.888.596 15.888.596 13.070.849 11.268.314 11.268.314 7.847.949
Títulos y valores Mobiliarios 288.751 288.751 589.788
Cuentas por cobrar, netas 14.903.732 14.903.732 11.328.967 17.370.050 17.319.294 12.036.476
Dividendos por cobrar 20.101 20.101 80.596 987.986 987.986 668.501
Existencias 19.977.171 20.289.805 17.599.001 13.847.969 14.160.603 12.800.138
Impuestos, contribuciones y
9.641.247 9.897.998 7.781.536 6.273.161 6.534.467 5.125.217
participaciones
Gastos anticipados 1.393.879 1.514.794 1.429.829 1.078.815 1.199.730 1.095.815
Otros activos corrientes 1.461.801 1.891.402 1.493.200 430.312 386.780 579.999
63.575.278 64.695.179 53.373.766 51.256.607 51.857.174 40.154.095
No corriente
Realizable a largo plazo
Cuentas por cobrar, netas 1.326.522 1.326.522 2.901.902 91.626.391 91.626.391 48.203.621
Cuenta Petróleo y Alcohol - STN 809.673 809.673 797.851 809.673 809.673 797.851
Títulos y valores mobiliarios 4.066.280 4.066.280 3.922.370 3.597.762 3.597.762 3.386.999
Proyectos estructurados 2.039.293 2.039.293 1.503.713
Depósitos judiciales 1.853.092 1.853.092 1.693.495 1.542.378 1.542.378 1.445.658
Gastos anticipados 1.400.072 1.453.735 1.514.301 444.904 498.567 809.332
Adelanto para plan de pensión 1.296.810 1.296.810
Impuestos y contribución
10.238.308 9.917.952 8.333.490 6.614.741 6.298.396 5.557.483
social diferidos
Existencias 303.929 303.929 236.753 303.929 303.929 236.753
Otros activos realizables
1.256.967 1.256.967 1.325.865 640.177 640.177 711.399
a largo plazo
21.254.843 20.988.150 22.022.837 107.619.248 107.356.566 63.949.619
Inversiones 5.106.495 5.304.495 7.822.074 28.306.947 28.494.818 26.068.789
Bienes de uso 190.754.167 192.052.249 139.940.726 119.207.092 101.442.046 77.252.144
Intangible 8.003.213 8.003.213 5.532.053 3.781.716 3.233.247 3.074.677
diferido 3.469.846 3.469.846 2.536.344 839.257 839.257 733.686
228.588.564 229.817.953 177.854.034 259.754.260 241.365.934 171.078.915
292.163.842 294.513.132 231.227.800 311.010.867 293.223.108 211.233.010

51



PASIVO 2008 2007 2008 2007

11.638/07 6.404/ 76 6.404/ 76 11.638/07 6.404/ 76 6.404/ 76

Corriente
Financiaciones 12.451.137 12.451.137 7.853.781 2.276.822 2.276.822 625.922
Intereses sobre financiaciones 823.330 823.330 647.449 229.334 229.334 122.596
Compromisos contractuales con
transferencia de benefícios, riesgos y 585.045 5.052.563
controles de bienes
Proveedores 17.027.579 18.009.588 13.791.198 72.032.402 72.530.956 36.456.554
Impuestos, contribuciones y
12.741.382 12.734.614 10.006.272 10.537.882 10.537.882 8.493.492
participaciones
Dividendos propuestos 9.914.707 9.914.707 6.580.557 9.914.707 9.914.707 6.580.557
Proyectos estructurados 188.858 188.858 41.470 401.148 401.148 408.234
Plan de pensión 627.988 627.988 424.259 579.051 579.051 386.091
Plan de salud 523.714 523.714 455.736 493.221 493.221 429.666
Sueldos, vacaciones y cargas 2.016.430 2.016.430 1.688.960 1.561.017 1.561.017 1.375.912
Provisión para contingencias 54.000 54.000 54.000 54.000 54.000 54.000
Adelanto de clientes 666.107 666.107 493.217 298.032 298.032 120.326
Provisión para participaciones de
1.344.526 1.344.526 1.011.914 1.138.078 1.138.078 844.412
empleados y administradores
Ingresos diferidos 5.929 5.929
Otras cuentas y gastos por pagar 3.586.429 3.630.980 4.506.198 7.130.338 7.123.318 4.488.096
62.557.161 62.991.908 47.555.011 111.698.595 107.137.566 60.385.858
No corriente
Financiaciones 50.049.441 50.049.441 29.806.589 11.456.564 11.456.564 4.811.988
Compromisos contractuales con
transferencia de beneficios, riesgos y 804.998 12.701.708
controles de bienes
Subsidiarias, controladas y coligadas 49.289 49.289 94.664 1.100.528 1.100.528 2.374.256
Impuestos y contribución
13.165.132 12.591.501 10.418.754 10.821.894 10.821.894 8.433.677
social diferidos
Plan de pensión 3.475.581 3.475.581 4.520.145 2.966.084 2.966.084 4.138.672
Plan de salud 10.296.679 10.296.679 9.272.183 9.510.037 9.510.037 8.554.276
Provisión para contingencias 890.326 890.326 613.969 203.285 203.285 208.415
Provisión para desmantelamiento
6.581.618 6.581.618 6.132.359 5.975.787 5.975.787 5.854.072
de áreas
Ingresos diferidos 1.292.906 1.216.332 1.391.788 76.574
Otras cuentas y gastos por pagar 1.982.355 1.982.355 1.262.114 448.672 448.672 459.561
88.588.325 87.133.122 63.512.565 55.261.133 42.482.851 34.834.917



PASIVO
2008 2007 2008 2007
Participación de los accionistas
2.653.074 6.030.053 6.306.097
no controlantes
Patrimonio neto
Capital integrado 78.966.691 78.966.691 52.644.460 78.966.691 78.966.691 52.644.460
Reservas de capital 514.857 1.148.616 1.553.831 514.857 1.148.616 1.553.831
Reservas de reevaluación 10.284 10.284 61.520 10.284 10.284 61.520
Reservas de ganancias 58.643.049 58.232.458 59.594.316 64.442.783 63.477.100 61.752.424
Ajustes acumulados de conversión 636.264 452.704
Ajustes de evaluación patrimonial (405.863) (336.180)
138.365.282 138.358.049 113.854.127 144.051.139 143.602.691 116.012.235
292.163.842 294.513.132 231.227.800 311.010.867 293.223.108 211.233.010

53



EStAdO dE RESuLtAdO 2008 2007 2008 2007

11.638/07 6.404/ 76 6.404/ 76 11.638/07 6.404/ 76 6.404/ 76

Ingresos operativos brutos
Ventas
Productos 266.217.208 284.265.136 218.050.202 207.484.566 207.484.566 169.965.711
Servicios, principalmente
276.872 314.355 203.972 505.883 505.883 279.243
fletes
266.494.080 284.579.491 218.254.174 207.990.449 207.990.449 170.244.954
Cargos de ventas (51.375.544) (52.396.405) (47.676.449) (46.280.943) (46.280.943) (43.477.953)
Ingresos operativos netos 215.118.536 232.183.086 170.577.725 161.709.506 161.709.506 126.767.001
Costo de los productos y
(141.623.359) (157.498.508) (104.398.043) (97.343.992) (98.966.486) (70.444.686)
servicios vendidos
Ganancia bruta 73.495.177 74.684.578 66.179.682 64.365.514 62.743.020 56.322.315
Otras ingresos (Gastos)
operativos
Ventas (7.162.264) (7.639.137) (6.059.734) (6.325.507) (6.394.074) (5.314.132)
Financieros
Gastos (4.193.135) (5.246.351) (3.292.002) (7.050.686) (5.486.521) (3.096.677)
Ingresos 3.494.430 3.797.382 2.417.659 5.991.531 5.955.019 4.662.159
Variaciones monetarias y
3.827.489 5.471.140 (3.146.547) 8.256.134 9.794.822 (4.713.938)
cambiarias netas
Generales y administrativas
Honorarios del directorio
y del consejo de (35.792) (37.165) (29.259) (5.153) (5.153) (4.034)
administración
De administración (7.211.566) (7.457.323) (6.398.633) (5.012.193) (5.012.193) (4.484.176)
Impuesto (862.766) (900.656) (1.255.511) (425.978) (425.978) (717.092)
Costos con investigaciones y
(1.705.572) (1.705.572) (1.712.338) (1.690.702) (1.690.702) (1.700.342)
desarrollo tecnológico
Pérdida en la recuperación de
(933.088) (925.369) (446.129) (602.675) (602.675) (45.248)
activos
Costos de explotación para la
(3.494.258) (3.653.924) (2.569.724) (2.550.569) (2.550.569) (1.211.923)
extracción de petróleo y gas
Planes de pensión y de salud (1.427.395) (1.427.395) (2.494.510) (1.343.773) (1.343.773) (2.359.108)
Otros ingresos y gastos
(4.712.243) (5.334.214) (5.188.393) (3.366.678) (3.746.256) (4.611.454)
operativos netos
(24.416.160) (25.058.584) (30.175.121) (14.126.249) (11.508.053) (23.595.965)




EStAdO dE RESuLtAdO 2008 2007 2008 2007

11.638/07 6.404/ 76 6.404/ 76 11.638/07 6.404/ 76 6.404/ 76
Participaciones en subsidiarias
y coligadas
Resultado de participaciones
(874.218) (399.412) (465.274) 2.252.380 2.230.495 (643.379)
en inversiones
Lucro operacional 48.204.799 49.226.582 35.539.287 52.491.645 53.465.462 32.082.971
Ganancia operativa antes de
la contribución social, del
impuesto sobre la renta, de
las participaciones de los 48.204.799 49.226.582 35.539.287 52.491.645 53.465.462 32.082.971
y de la participación de los
accionistas no controlantes
Contribución social (4.169.529) (4.258.636) (2.876.775) (3.995.909) (4.142.240) (2.492.591)
Impuesto sobre la renta (11.792.449) (12.039.967) (8.395.983) (10.888.109) (11.294.587) (6.717.277)
Ganancia antes de las
participaciones de empleados
y administradores y de la 32.242.821 32.927.979 24.266.529 37.607.627 38.028.635 22.873.103
participación de los accionistas
no controlantes
Participaciones de los
(1.344.526) (1.344.526) (1.011.914) (1.138.078) (1.138.078) (844.412)
Ganancia antes de la
participación de los 30.898.295 31.583.453 23.254.615 36.469.549 36.890.557 22.028.691
Participación de los
2.089.497 2.332.262 (1.742.826)
Ganancia neta del ejercicio 32.987.792 33.915.715 21.511.789 36.469.549 36.890.557 22.028.691

55


Debido a las alteraciones de la Ley 6.404/76, algunos saldos de 2007 se reclasificaron para
permitir la comparación con los estados contables de 2008. Las reclasificaciones efectua-
das no tienen impacto sobre el resultado ni sobre el patrimonio neto de 2007 y pueden
resumirse de la forma siguiente:

31/12/2007

EStAdO dE RESuLtAdO CONSOLIdAdO CONtROLANtE

PuBLICAdO RECLASIFICAdO PuBLICAdO RECLASIFICAdO

Ingresos (gastos) operativos
Ingresos/Gastos financieros 2.506.543 2.417.659 (2.983.518) (3.096.677)
Otros ingresos y gastos operativos (4.623.379) (5.188.393) (4.365.710) (4.611.454)
Participaciones en subsidiarias y coligadas
Resultado de participaciones en inversiones (680.655) (465.274) (661.581) (643.379)
Ingresos y gastos no operativos (438.517) (340.701)

4 RESumEN dE LAS PRINCIPALES PRÁCtICAS
CONtABLES

4.1 mONEdA FuNCIONAL
La moneda funcional de Petrobras, así como la de todas sus controladas brasileñas es el
Real (R$). La moneda funcional de algunas controladas y sociedades de propósito específi-
co que actúan en el ambiente económico internacional es el dólar norteamericano y la mo-
neda funcional de Petrobras Energía Participaciones S.A. – PEPSA es el peso argentino.
En 2008, la Compañía convirtió los activos y pasivos de controladas y sociedades de
propósito específico con moneda funcional distinta del Real (R$) en Reales, que actúan
en ambiente económico internacional a la tasa de cambio corriente de venta al 31.12.2008
y los estados de resultados y de flujo de efectivo a las tasas promedio vigentes durante el
ejercicio. La ganancia neta de conversión por un monto de R$ 636.264 en el Consolidado
(R$ 452.704 en la Controlante) resultante de ese proceso se presentó como ajustes acumu-
lados de conversión en el patrimonio neto.

4.2 CÁLCuLO dEL RESuLtAdO, ACtIVOS y PASIVOS
CORRIENtES y NO CORRIENtES
El resultado verificado por el régimen de competencia incluye: los rendimientos, cargos y
variaciones monetarias o cambiarias a índices o tasas oficiales que inciden sobre activos
y pasivos corrientes y no corrientes, incluyéndose, cuando sea pertinente, los efectos de



ajustes de activos para el valor de mercado o de realización, así como la provisión para
créditos de liquidación dudosa, constituida en límite considerado suficiente para cubrir
posibles pérdidas en la realización de las cuentas por cobrar.
Los ingresos de ventas se reconocen en el resultado cuando todos los riesgos y benefi-
cios inherentes al producto se transfieren al comprador. Los ingresos de servicios presta-
dos se reconocen en el resultado en función de su realización.

4.3 EFECtIVO y EquIVALENtES AL EFECtIVO
Los efectivos y equivalentes al efectivo están representados por inversiones de corto plazo,
de alta liquidez y que son rápidamente convertibles en efectivo, con vencimiento a tres
meses o menos de la fecha de adquisición.

4.4 títuLOS y VALORES mOBILIARIOS
Los títulos y valores mobiliarios fueron clasificados por la Compañía como disponibles
para venta, mantenidos hasta el vencimiento o para negociación, con base en las estrate-
gias de la administración para esos títulos y valores mobiliarios.
Los intereses y actualización monetaria de los títulos y valores mobiliarios para nego-
ciación, así como el ajuste a valor justo de esos ítems se registran en el resultado.
Las cargas y la actualización monetaria, si pertinentes, sobre los títulos disponibles
para venta, se registran en el resultado cuando devengadas. Los ajustes de la evaluación
al valor justo se reconocen en el patrimonio neto, siendo transferidos al resultado del ejer-
cicio en el momento de su liquidación.
Los títulos y valores mobiliarios mantenidos hasta el vencimiento están registrados
por el costo de adquisición al que se añaden los intereses y actualización monetaria con
impactos en el resultado.

4.5 REGIStRO CONtABLE dE dERIVAtIVOS y
OPERACIONES dE Hedge
Todos los instrumentos derivativos se reconocieron en el balance de la Compañía, tanto
en el activo como en el pasivo y fueron medidos por el valor justo.
En las operaciones con instrumentos financieros derivativos para la protección de las
variaciones en los precios de petróleo y derivados, las ganancias y pérdidas causadas por las
variaciones del valor justo se registran en el resultado como ingreso o gasto financiero.
Para las operaciones de hedge de flujo de efectivo, las ganancias y pérdidas causadas
por las variaciones del valor justo se registran en ajustes de evaluación patrimonial, en el
patrimonio neto, hasta su liquidación.

57


4.6 EXIStENCIAS
Las existencias se demuestran de la siguiente forma:
› Las materias primas incluyen principalmente las existencias de petróleo que están
demostradas por el valor promedio de los costos de importación y de producción ajus-
tados, cuando pertinente, a su valor de realización;
› Los derivados de petróleo y alcohol se presentan al costo promedio de refinación o de
compra, ajustados, cuando sea pertinente, a su valor de realización;
› Los materiales y suministros se presentan al costo promedio de compra que no excede
el de reposición, las importaciones en curso se presentan al costo identificado y los
adelantos por el valor efectivamente desembolsado.

4.7 BIENES dE uSO
Los activos se demuestran por el costo de adquisición, corregido monetariamente hasta
el 31 de diciembre de 1995 para las empresas con sede en Brasil y, en el ejercicio de 2002,
para las empresas con sede en Argentina y los derechos que tengan como objeto bienes
tangibles destinados al mantenimiento de las actividades de la Compañía, originados
por operaciones que transfirieron los beneficios, riesgos y controles de esos bienes, se
demuestran por el valor justo o, si fuera inferior, por el valor presente de los pagos mí-
nimos del contrato.
Los equipos e instalaciones relacionados con la producción de petróleo y gas rela-
tivos a los respectivos pozos desarrollados se deprecian de acuerdo con el volumen de
producción mensual en relación a las reservas probadas y desarrolladas de cada campo
productor. Para los activos con vida útil menor que la vida del campo o que están vin-
culados a campos con diversas fases de desarrollo de la producción, se utiliza el método
de la línea recta. Otros equipos y activos no relacionados con la producción de petróleo
y gas se deprecian de acuerdo con la vida útil estimada.
Los gastos de exploración y desarrollo de la producción de petróleo y gas se registran
de acuerdo con el método de los esfuerzos exitosos. Tal método determina que los costos
de desarrollo de todos los pozos de producción y de los pozos de exploración exitosos,
vinculados a las reservas económicamente viables, sean capitalizados, mientras que los
costos de geología y geofísica deben considerarse como gastos del período en que fueron
realizados y los costos con pozos de exploración secos y los vinculados a las reservas no
comerciales se deben registrar en el resultado cuando son identificados como tal.
Los costos capitalizados, bienes y derechos y concesiones vinculados se revisan
anualmente, campo a campo, para identificación de posibles pérdidas en la recupera-
ción con base en el flujo de efectivo futuro estimado.
Los costos capitalizados son depreciados utilizándose el método de las unidades pro-
ducidas en relación a las reservas probadas y desarrolladas. Tales reservas son estimadas



por geólogos e ingenieros de petróleo de la Compañía de acuerdo con estándares interna-
cionales y revisadas anualmente o cuando hay indicación de alteración significativa.

4.8 ABANdONO dE POzOS y dESmANtELAmIENtO
dE ÁREAS
De acuerdo con la práctica contable adoptada, con base en el pronunciamiento
SFAS 143 –“Accounting for Asset Retirement Obligations” del “Financial Accounting
Standards Boards” – FASB, la obligación futura con abandono de pozos y desmantela-
miento de área de producción, se contabiliza al valor presente, descontada a una tasa libre
de riesgo, registrándose totalmente en el momento de la declaración de comercialidad de
cada campo, como parte de los costos de los activos relacionados (bienes de uso) en con-
trapartida a la provisión, registrada en el pasivo, que cubrirá tales gastos.

4.9 ACtIVOS INtANGIBLES
La Compañía presenta, en su activo intangible, los gastos con derechos y concesiones que
incluyen, principalmente, los bonos de suscripción correspondientes a las ofertas para
obtención de concesión para la exploración de petróleo o gas natural y son registrados por
su costo de adquisición, ajustados, cuando pertinente, a su valor de recuperación y amor-
tizados por el método de las unidades producidas en relación a las reservas comprobadas
totales. Adicionalmente, también se incluye software y marcas y patentes en este grupo,
amortizados linealmente por la vida útil estimada .

4.10 ImPuEStO SOBRE LA RENtA y
CONtRIBuCIóN SOCIAL
Tales impuestos se calculan y registran con base en las tasas efectivas en vigor en la fecha
de elaboración de los estados contables. Los impuestos diferidos se reconocen en función
de las diferencias inter-temporales y la pérdida fiscal y base negativa de la contribución
social, cuando sea pertinente.

4.11 BENEFICIOS CONCEdIdOS A EmPLEAdOS
Para los compromisos actuariales con los planes de beneficios de pensión y jubilación y los
compromisos actuariales relacionados con el plan de asistencia médica se hace provisión
de acuerdo con los procedimientos previstos en la Deliberación CVM nº 371/00, con base
en cálculo actuarial elaborado anualmente por actuario independiente, de acuerdo con el
método de la unidad de crédito proyectada, neto de los activos garantizadores del plan,

59


cuando sea pertinente, siendo los costos referentes al aumento del valor presente de la
obligación, resultante del servicio prestado por el empleado, reconocidos durante el perío-
do laboral activo de los empleados.
El método de la unidad de crédito proyectada considera cada período de servicio como
hecho generador de una unidad adicional de beneficio que se acumula para el cálculo de la
obligación final. Adicionalmente, se utilizan otras premisas actuariales, tales como estima-
tiva de la evolución de los costos con asistencia médica, hipótesis biológicas y económicas y,
también, datos históricos de gastos habidos y de contribución de los empleados.

4.12 uSO dE EStImACIONES
La elaboración de los estados contables de acuerdo con las prácticas contables adoptadas
en Brasil, requiere que la Administración utilice estimativas y premisas en relación al es-
tado de activos y pasivos y a la divulgación de los activos y pasivos contingentes en la fecha
de los estados contables, así como las estimativas de ingresos y gastos para el ejercicio. Los
resultados reales pueden ser diferentes de esas estimativas.
La Administración revisa las estimaciones y premisas periódicamente.

4.13 PARAdAS PROGRAmAdAS (CAmPAñIA)
La Compañía adopta como práctica contable el registro en los bienes de uso de los gastos
significativos realizados con mantenimiento de las unidades industriales y de los navíos
que incluyen piezas de repuesto y servicios de montaje y desmontaje entre otros.
Tales paradas suceden en períodos programados, en promedio de 4 años, y los respec-
tivos gastos se deprecian como costo de producción hasta el inicio de la parada siguiente.



5 EFECtIVO y EquIVALENtES AL EFECtIVO

2008 2007 2008 2007

Efectivo y bancos 2.622.270 2.329.575 394.220 866.147
Inversiones financieras
En el País
Fondos de inversiones exclusivos:
Cambiario
DI 1.454.268 1.600.197 7.696 1.048.495
Títulos Públicos 3.492.197 915.015
Derechos crediticios 6.338.839 2.254.378
Fondos de inversiones financieras:
Cambiario 2.223 40.541
DI 1.685.713 1.640.094
Otros 237.519 669.598 85.247
6.871.920 4.865.445 6.431.782 3.302.873
En el Exterior
“Time deposit” 4.005.280 2.165.182 3.989.814 1.670.407
Título de renta fija 2.389.126 3.710.647 452.498 2.008.522
6.394.406 5.875.829 4.442.312 3.678.929
Total de las inversiones financieras 13.266.326 10.741.274 10.874.094 6.981.802
total de efectivos y equivalentes al efectivo 15.888.596 13.070.849 11.268.314 7.847.949

Las inversiones financieras en el país tienen liquidez inmediata y están representadas por cuo-
tas de fondos exclusivos, cuyos recursos están invertidos en títulos públicos federales y opera-
ciones de derivativos financieros, efectuadas por los gestores de los fondos, con contratos futu-
ros del dólar estadounidense y de DI (Depósito Interbancario) con garantía de la BM&F (Bolsa
de Mercancías & Futuros). Los fondos exclusivos no tienen obligaciones financieras significa-
tivas, limitándose a las obligaciones diarias de ajuste de las posiciones en la BM&F servicios de
auditoría, tasas de servicios relativas a la custodia de los activos y realización de operaciones
financieras y otros gastos administrativos. Los saldos de las inversiones financieras están ac-
tualizados por los rendimientos devengados, reconocidos proporcionalmente hasta la fecha de
los estados contables, no excediendo sus correspondientes valores de mercado.
Al 31 de diciembre de 2008, la Controlante mantenía recursos invertidos en el Fon-
do de Inversiones en Derechos Crediticios No-Estandarizados (“FIDC-NP”) del Sistema
Petrobras. Ese fondo de inversiones se destina preponderantemente a la adquisición de
derechos crediticios devengados o no devengados de operaciones realizadas por las em-
presas del Sistema Petrobras y tiene como objetivo la optimización de la gestión financiera
de efectivo de la Controlante y sus Subsidiarias. Petrobras consolida el FIDC-NP en sus
estados contables. Las cesiones de derechos crediticios, registradas en el pasivo corriente

61


de la controlante por el monto de R$ 5.764.529 (R$ 1.978.332 en 2007), fueron compensadas
en el Consolidado con los valores invertidos en el FIDC-NP. Las inversiones en títulos pú-
blicos del FIDC se registran en las efectivo y equivalentes (Consolidado) en función de sus
respectivos plazos de realización.
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía y su subsidiaria PifCo, mantenían
recursos invertidos en el exterior en un fondo de inversión que poseía, entre otros, títulos
de deudas de compañías del Sistema Petrobras y de Sociedades de Propósito Específico re-
lacionados a proyectos de la Compañía, principalmente proyecto CLEP y Malhas, equiva-
lentes a R$ 10.746.751 y R$ 7.082.600, respectivamente. Este valor, referente a las empresas
que son consolidadas, fue compensado en el saldo de préstamos financieros en el pasivo
corriente y no corriente.

6 CuENtAS POR COBRAR NEtAS

2008 2007 2008 2007

Clientes
Terceros 14.273.886 13.237.310 3.550.726 3.445.477
Partes relacionadas (Nota 6.1) 1.198.572 1.163.682 103.132.236 (*) 55.454.964 (*)
Otras 3.571.698 2.117.834 2.604.744 1.542.348
19.044.156 16.518.826 109.287.706 60.442.789
Menos: provisión para créditos de liquidación dudosa (2.813.902) (2.287.957) (291.265) (202.692)
16.230.254 14.230.869 108.996.441 60.240.097
Menos: cuentas por cobrar en el no corriente plazo, netas (1.326.522) (2.901.902) (91.626.391) (48.203.621)
Cuentas por cobrar en el corto plazo, netas 14.903.732 11.328.967 17.370.050 12.036.476
(*) No incluye los saldos de dividendos por recibir de R$ 987.986 al 31 de diciembre de 2008 (R$ 668.501 al 31 de diciembre de 2007), resarcimientos a recibir
de R$ 1.143.898 al 31 de diciembre de 2008 (R$ 1.297.516 al 31 de diciembre de 2007) y Fondo de Inversión en Derechos Crediticios de R$ 5.816.275 al 31
de diciembre de 2008 (R$ 2.261.413 al 31 de diciembre de 2007).

CAmBIO dE LA PROVISIóN PARA CRédItOS dE LIquIdACIóN dudOSA
2008 2007 2008 2007

Saldo al 1º de enero 2.287.957 2.437.636 202.692 187.482
Adiciones (*) 561.942 392.091 99.315 293.472
Bajas (**) (35.997) (541.770) (10.742) (278.262)
Saldo al 31 de diciembre 2.813.902 2.287.957 291.265 202.692
Corriente 1.499.770 1.323.496 291.265 202.692
No corriente 1.314.132 964.461
(*) Incluye variación cambiaria acreedora sobre provisión para créditos de liquidación dudosa constituida en empresas en el exterior.
(**) Incluye variación cambiaria deudora sobre provisión para créditos de liquidación dudosa constituida en empresas en el exterior.



7 PARtES VINCuLAdAS
Las operaciones comerciales de Petrobras con sus subsidiarias, controladas y sociedades
de propósito especifico se efectúan a precios y condiciones normales de mercado. Las
operaciones de compra de petróleo y derivados efectuadas por Petrobras con la subsidia-
ria PifCo poseen plazo mayor de liquidación ya que PifCo es una subsidiaria creada para
ese fin, con el debido cobro de cargos habidos en el período. Los traspasos de prepago
de exportaciones y de captación de recursos en el mercado internacional se efectúan a
las mismas tasas obtenidas por la subsidiaria. Las demás operaciones, principalmente
préstamos a través de operaciones de mutuo, tienen su valor, sus rendimientos y/o cargos
establecidos basados en las mismas condiciones existentes en el mercado y/o de acuerdo
con la legislación específica sobre el asunto.
La provisión para créditos de liquidación dudosa se constituye, cuando sea pertinente,
con base en el análisis de los valores por cobrar y en un monto considerado suficiente para
cubrir las probables pérdidas en la realización de las cuentas por cobrar. Al 31 de diciem-
bre de 2008 y 2007, no se esperan pérdidas en la realización de tales cuentas por cobrar.

63


7.1 ACtIVO

ACtIVO CORRIENtE
CuENtAS POR COBRAR,
EFECtIVO y EquIVALEN- dIVIdENdOS POR
PRINCIPALmENtE
tES AL EFECtIVO RECIBIR
POR VENtAS
Controladas (*):
Petroquisa 15.493 15.000
BR Distribuidora 1.433.990 500.528
Gaspetro 919.844 175.687
PifCo 6.789.417
PNBV 20.800
Downstream 48.781
Transpetro 506.935 242.000
PIB-BV Holanda 279.744
Brasoil 12.572
BOC 172
Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda 70.938 51.043
Ipiranga Asfaltos 17.285
Petrobras Comercializadora Energia Ltda 80.129
Petrobras Negócios Eletrônicos 2.189 603
Termoeléctricas 364.919 3.125
Demás Controladas 57.361
10.620.569 987.986
Sociedades de propósito específico:
Nova Transportadora do Nordeste – NTN 414.285
Nova Transportadora do Sudeste – NTS 453.954
Transportadora Urucu Manaus – TUM 200.693
PDET Off Shore 61.390
Cayman Cabiúnas Investment
Fondo de Inversión de Derechos Crediticios (**) (605.222) 6.338.839
Demás Controladas en conjunto 67.480
592.580 6.338.839
Empresas vinculadas 224.522
31/12/2008 11.437.671 6.338.839 987.986
31/12/2007 7.899.158 668.501
(*) Incluye a sus controladas y grupo de controladas en conjunto
(**) Incluye R$ 82.658 de gastos anticipados



CONtROLANtE

ACtIVO NO CORRIENtE
tOtAL dO ACtIVO
VALORES VINCuLAdOS A
AdELANtO PARA RESARCImIENtOS A
LA CONStRuCCIóN dEL OPERACIONES dE mutuO OtRAS OPERACIONES
AumENtO dE CAPItAL RECIBIR
GASOduCtO

30.493
233.226 2.167.744
380.475 907.863 13.364 2.397.233
59.249.325 28.380 66.067.122
11.493 8.418 40.711
415.665 464.446
748.935
89.122 368.866
28.819.925 4.657 28.837.154
507.895 143 508.210
121.981
48.777 66.062
80.129
2.792
108.562 262.042 738.649
11 57.372
500.530 907.863 89.550.219 130.731 102.697.898

73.493 487.778
34.136 488.090
200.693
953.794 1.015.184
82.346 82.346
5.733.617
129 67.609
1.143.898 8.075.317
224.522
500.530 907.863 89.550.219 130.731 1.143.898 110.997.737
1.038.465 875.134 45.535.632 106.575 1.297.516 57.420.981

65


tASAS dE LOS mutuOS ACtIVOS

INdEXAdOR 2008 2007

TJLP + 5% a.a. 54.587 293.618
LIBOR + 1 a 3%a.a. 88.577.145 44.578.600
1,70% a.a. 415.665 308.468
101% del CDI 240.780 192.976
14,5% a.a. 85.658 84.788
IGPM + 6%a.a. 176.384 77.178
Otras tasas 4
89.550.219 45.535.632



GASOduCtO BOLIVIA-BRASIL
El Gasoducto Bolivia-Brasil, en el territorio boliviano, es propiedad de la empresa Gas
Transboliviano S.A. (GTB), teniendo Gaspetro participación minoritaria (11%) en el capi-
tal de dicha Compañía.
Para la construcción del trecho boliviano, se firmó un contrato con Yacimientos Pe-
trolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, posteriormente transferido para GTB, por destajo
global (turn key), por US$ 350 millones, que se está liquidando en 12 años, desde enero de
2000, a través de la prestación de servicios de transporte.
Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de los derechos al suministro futuro, por cuenta del
costo incurrido en la obra, hasta esa fecha, sumado el interés del 10,7% a.a., es de R$ 560.369
(R$ 506.239 al 31 de diciembre de 2007), siendo R$ 416.745 clasificados en el activo no co-
rriente como adelanto a proveedores (R$ 396.781 al 31 de diciembre de 2007) que incluye
el valor de R$ 141.530 (R$ 111.143 al 31 de diciembre de 2007) relacionado a la adquisición
anticipada del derecho de transporte 6 millones de metros cúbicos de gas por el plazo de
40 años (TCO – “Transportation Capacity Option”).
La titularidad del gasoducto en el tramo brasileño es de Transportadora Brasileira
Gasoduto Bolivia-Brasil S.A. (TBG), controlada de Gaspetro. Al 31 de diciembre de 2008, el
total de créditos de Petrobras con TBG, relacionados con la gestión, traspaso de costos y
financiaciones vinculadas con la construcción del gasoducto y adquisición anticipada del
derecho de transportar 6 millones de metros cúbicos de gas a lo largo de 40 años (TCO),
era de R$ 907.862 (R$ 875.134 al 31 de diciembre de 2007), y está clasificado en el activo no
corriente, como cuentas por cobrar, netas.

67


7.2 PASIVO

PASIVO CORRIENtE
COmPROmISOS
PROVEEdORES, CONtRACtuALES
PRINCIPALmENtE CON tRANSF. dE OPERACIONES
AdELANtOS dE FLEtAmENtO dE
POR COmPRAS dE BENEFICIOS, CON PROyECtOS
CLIENtES PLAtAFORmAS
PEtRóLEO y SuS RIESGOS y EStRuCtuRAdOS
dERIVAdOS CONtROLES
dE BIENES
Controladas (*):
Petroquisa (19.322)
BR Distribuidora (242.853) (24.412)
Gaspetro (629.703) (189.043)
PifCo (54.009.095) (3.323.487)
PNBV (202.017) (1.390.655)
Downstream (44.981)
Transpetro (827.510)
PIB-BV Holanda (333.614) (15.589)
Brasoil (22.642) (1.121) (42.411)
Petrobras Negócios Eletrônicos (4.055)
Termoeléctricas (370.044) (18.395)
Demás controladas (4.029)
(56.709.865) (3.553.652) (1.433.066) (18.395)
PDET Offshore (541.078) (200.333)
Nova Transportadora do Nordeste – NTN (710.567)
Nova Transportadora do Sudeste – NTS (961.110)
Cayman Cabiunas Investment Co. (292.778)
Cia Locadora de Equipamentos Petrolíferos (778.326)
Cia Petrolífera Marlim (235.905)
Charter Development LLC (333.676)
Barracuda Caratinga Leasing Co BV (994.774)
Gasene Participações S/A (175.186)
Fondo de Inversión en Derechos Crediticios
Demás Controladas en conjunto (26.387) (11.956)
(5.049.787) (212.289)
Empresas vinculadas (72.773) (14.028)
31/12/2008 (56.782.638) (3.567.680) (1.433.066) (5.068.182) (212.289)
31/12/2007 (27.443.288) (436.111) (1.163.670) (366.764)
(*) Incluye sus controladas y grupo de empresas controladas indirectamente.



CONtROLANtE

PASIVO CORRIENtE PASIVO NO CORRIENtE
COmPROmISOS
CONtRACtuALES tOtAL
FLujO dE EFECtOS CON tRANSF. dE dEL PASIVO
OtRAS OPERACIONES PRE-PAGO dE OtRAS
A COBRAR BENEFICIOS,
OPERACIONES dE mutuO EXPORtACIONES OPERACIONES
CEdIdOS – FIdC RIESGOS y
CONtROLES
dE BIENES

(27) (19.349)
(240.909) (508.174)
(818.746)
(813.358) (58.145.940)
(1.592.672)
(44.981)
(50) (827.560)
(5) (349.208)
(66.174)
(4.055)
(683.779) (1.072.218)
(4.029)
(82) (683.779) (813.358) (240.909) (63.453.106)

(1.682.043) (2.423.454)
(925.037) (1.635.604)
(924.391) (1.885.501)
(181.022) (473.800)
(2.503.131) (3.281.457)
(319.115) (555.020)
(3.676.965) (4.010.641)
(458.231) (1.453.005)
(1.301.253) (1.476.439)
(5.764.529) (5.764.529)
(38.343)
(5.764.529) (11.971.188) (22.997.793)
(46.261) (133.062)
(5.764.529) (82) (12.654.967) (46.261) (813.358) (240.909) (86.583.961)
(431) (41.951) (705.686) (1.626.619) (31.784.520)

69


7.3 RESuLtAdO
CONtROLANtE

RESuLtAdO
INGRESOS OPERAtIVOS, tOtAL dEL RESuLtAdO
INGRESOS (GAStOS) CAmBIOS mONEtARIOS
PRINCIPALmENtE POR
FINANCIEROS NEtOS y CAmBIARIOS NEtOS
VENtAS
Controladas (*):
Petroquisa 178.771 1.271 180.042
BR Distribuidora 50.378.902 (82.221) 15.201 50.311.882
Gaspetro 4.885.016 (27.605) 241.839 5.099.250
PifCo 20.459.095 (242.125) 1.901.889 22.118.859
PNBV (509.707) (509.707)
Downstream 4.610.498 5.002 166.146 4.781.646
Transpetro 486.950 10.145 497.095
PIB-BV Holanda 123.431 2.025 125.456
Brasoil 1.354.460 7.638.177 8.992.637
BOC 29.886 127.452 157.338
ALVO 2.281.750 2.281.750
Quattor Participações 1.457.703 1.457.703
Ipiranga Asfaltos 214.943 2.293 217.236
Petrobras Comercializadora Energia Ltda 532.993 532.993
Petrobras Negócios Eletrônicos 3.630 103 3.733
Termoelétricas 199.737 (130.923) (8.279) 60.535
Demás Controladas 35 10 21 66
85.813.454 908.777 9.586.283 96.308.514
Nova Transportadora do Nordeste _ NTN 21.854 (352.136) (330.282)
Nova Transportadora do Sudeste –NTS 20.299 (411.719) (391.420)
Transportadora Urucu Manaus – TUM 127.907 127.907
Cia Petrolífera Marlim (109.636) (109.636)
Cia. Locadora de Equipamentos Petrolíferos (533.543) (533.543)
PDET Offshore (159.701) (159.701)
Charter Development LLC (68.878) (906.161) (975.039)
Barracuda Caratinga Leasing Co BV (43.309) (381.079) (424.388)
Cayman Cabiunas Investment Co. (35.838) (111.476) (147.314)
Gasene Participações S/A 109.953 (24.726) 85.227
Fondo de Inversión en Derechos Crediticios (78.417) (78.417)
Demás Controladas en conjunto (18.117) (7.473) (25.590)
280.013 (1.836.020) (1.406.189) (2.962.196)
Empresas vinculadas 6.517.248 (4.310) 7.574 6.520.512
31/12/2008 92.610.715 (931.553) 8.187.668 99.866.830
31/12/2007 74.322.002 1.214.112 (3.393.971) 72.142.143
(*) Incluye sus controladas y grupo de empresas controladas indirectamente.



7.4 GARANtíAS OBtENIdAS y CONCEdIdAS
Petrobras tiene por procedimiento conceder garantías a las subsidiarias y controladas
para algunas operaciones financieras realizadas en el exterior.
Las garantías ofrecidas por Petrobras se efectúan con base en cláusulas contractuales
que sirven de base a las operaciones financieras entre las subsidiarias y terceros, asegurando
la compra de la deuda en caso de atraso de pago por parte de las subsidiarias y controladas.
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, las operaciones financieras realizadas por estas
subsidiarias y garantizadas por Petrobras presentan los siguientes saldos a liquidar:

FEChA dE VENCImIENtO 2008 2007
dE LA OPERACIóN BRASOIL PNBV PIFCO PIB-BV tOtAL tOtAL
2008 14.954
2009 1.857.915 210.330 2.068.245 1.727.018
2010 244.904 759.525 1.004.429 928.020
2011 1.109.140 575.720 1.684.860 1.397.555
2012 1.103.064 1.103.064 956.502
2013 198.645 874.531 1.073.176 813.400
2014 em diante 5.652.930 12.970.607 701.100 19.324.637 14.459.754
244.904 9.921.694 15.390.713 701.100 26.258.411 20.297.203

En conformidad con el Decreto 4.543/2002 que estableció el régimen aduanero especial de
exportación y de importación de bienes destinados a las actividades de investigación y ex-
tracción de los yacimientos de petróleo y de gas natural – Repetro, Petrobras ha efectuado
importación y exportación de equipos y materiales bajo ese régimen. El beneficio de estas
operaciones realizadas vía Repetro es la suspensión temporal de los impuestos federales
por el plazo en que los referidos materiales y equipos permanezcan en Brasil. Para la con-
cesión de este beneficio se exige una Fianza Idónea, firmada por terceros, como forma de
garantía de la recaudación de los tributos suspendidos.
Las Fianzas Idóneas han sido concedidas por Petrobras Distribuidora S/A – BR y
Petrobras Gás S/A – Gaspetro y la remuneración cobrada se ha fijado en el 0,30% al año
sobre el monto de los tributos federales suspendidos.

71


Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, los gastos anuales realizados por Petrobras para la
obtención de las Fianzas Idóneas fueron los siguientes:

2008 2007
BR 21.582 41.903
Gaspetro 1.297
total 22.879 41.903

7.5 tRANSACCIONES CON ENtIdAdES
GuBERNAmENtALES y FONdOS dE PENSIóN
La Compañía es controlada por el Gobierno Federal y mantiene diversas transacciones
con entidades gubernamentales en el curso normal de sus operaciones.
Las transacciones significativas con entidades gubernamentales y con fondos de pen-
sión tuvieron como resultado los saldos siguientes:

CONSOLIdAdO

2008 2007

ACtIVO PASIVO ACtIVO PASIVO

Petros (Fondo de Pensión) 479.581 1.296.810 411.759
Banco do Brasil S.A. 750.798 5.100.281 2.812.802 601.042
BNDES 10.726.041 6.731.721
Caixa Econômica Federal 1.669 3.617.670
Gobierno Federal – Dividendos Propuestos 3.193.964 2.119.887
Depósitos vinculados para procesos judiciales (CEF y BB) 1.581.541 82.489 1.529.964 155.475
Cuenta de petróleo y alcohol – créditos con el Gobierno Federal 809.673 797.851
Títulos Gubernamentales 7.412.913 3.675.246
Otros 730.158 589.065 889.799 704.101
11.286.752 23.789.091 11.002.472 10.723.985
Corriente 4.782.062 7.366.018 3.556.208 4.960.750
No corriente 6.504.690 16.423.073 7.446.264 5.763.235



Los saldos se clasifican en el Balance General, conforme se determina a seguir:

CONSOLIdAdO

2008 2007

ACtIVO PASIVO ACtIVO PASIVO

Activo
Corriente: 4.782.062 3.556.208
Efectivos y equivalentes al efectivo 4.168.488 3.045.885
Cuentas por cobrar, netas 62.305 261.194
Otros activos corrientes 551.269 249.129
No corriente: 6.504.690 7.446.264
Cuenta petróleo y alcohol – STN 809.673 797.851
Depósitos judiciales 1.580.435 1.529.964
Adelanto para plan de pensión 1.296.810
Títulos y valores mobiliarios 3.941.889 3.392.129
Otros activos no corrientes 172.693 429.510
Pasivo
Corriente: 7.366.018 4.960.750
Financiaciones 2.617.666 1.888.573
Dividendos propuestos 3.949.365 2.119.887
Otros pasivos corrientes 798.987 952.290
No corriente: 16.423.073 5.763.235
Financiaciones 16.278.387 5.553.025
Otros pasivos no corrientes 144.686 210.210
11.286.752 23.789.091 11.002.472 10.723.985

73


7.6 REmuNERACIóN dE dIRECtIVOS y
EmPLEAdOS dE LA CONtROLANtE (EN REALES)
El Plan de Cargos y Salarios así como de Beneficios y Ventajas de Petrobras y la legislación
específica, establecen los criterios para todas las remuneraciones atribuidas por la Com-
pañía a sus directores y empleados.
En el ejercicio 2008, la mayor y la menor remuneración atribuidas a los empleados
que ocupaban cargos permanentes, relativas al mes de diciembre, fueron de R$ 51.708,73
y R$ 1.539,43 (R $45.245,18 y R$ 1.400,88 al 31 de diciembre de 2007), respectivamente.
La remuneración promedio en el ejercicio de 2008 fue de R$ 7.916,16 (R$ 7.250,49 al 31 de
diciembre de 2007).
Con relación a los directivos de la Compañía, la mayor remuneración en 2008, toman-
do también como base el mes de diciembre, correspondió a R$ 59.465,04 (R$ 52.031,96 al
31 de diciembre de 2007).
El total de la remuneración de beneficios de corto plazo para el personal-clave de la
Compañía durante el ejercicio de 2008, fue de R$ 6.812.072,23 (R$ 6.357.666,58 al 31 de
diciembre de 2007), referente a siete directores y ocho consejeros.

8 EXIStENCIAS

2008 2007 2008 2007

Productos:
Derivados de petróleo (*) 5.587.327 4.823.515 3.993.002 3.378.905
Alcohol (*) 598.382 320.131 281.180 89.612
6.185.709 5.143.646 4.274.182 3.468.517
Materias primas, principalmente petróleo bruto (*) 8.363.429 8.132.362 5.297.904 5.805.167
Materiales y suministros para mantenimiento (*) 3.362.265 2.832.548 2.865.459 2.503.489
Adelantos a proveedores 1.654.610 1.346.742 1.609.257 1.224.645
Otros 715.087 380.456 105.096 35.073
total 20.281.100 17.835.754 14.151.898 13.036.891
Corriente 19.977.171 17.599.001 13.847.969 12.800.138
No corriente 303.929 236.753 303.929 236.753
(*) Incluye importaciones en curso.



9 CuENtAS PEtRóLEO y ALCOhOL – StN
Destinadas a concluir la liquidación de cuentas con la Unión, de acuerdo con lo previsto
en la Medida Provisional n° 2.181, del 24 de agosto de 2001, Petrobras, después de haber
prestado todas las informaciones requeridas por la Secretaria del Tesoro Nacional – STN,
busca resolver las diferencias aún existentes entre las partes.
Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de la cuenta de R$ 809.673 (R$ 797.851 al 31 de
diciembre de 2007) podrá ser liquidado por la Unión por medio de la emisión de tí-
tulos del Tesoro Nacional, de valor igual al saldo final de la liquidación de cuentas o
mediante compensación con otros montantes que Petrobras pueda deber al Gobierno
Federal, en la época, incluso los correspondientes a impuestos o una combinación de
las operaciones anteriores.

75


10 títuLOS y VALORES mOBILIARIOS

2008 2007 2008 2007

Disponibles para venta 3.773.133 3.378.692 3.589.343 3.378.692
Para negociación 132.178 422.678
Mantenidos hasta el
449.720 710.788 8.419 8.307
vencimiento
4.355.031 4.512.158 3.597.762 3.386.999
Menos: porción
corriente de títulos y 288.751 589.788
valores mobiliarios
Porción no corriente
de títulos y valores 4.066.280 3.922.370 3.597.762 3.386.999
mobiliarios

Los títulos y valores mobiliarios, clasificados en el no corriente, se componen de:


2008 2007 2008 2007

NTN-B 3.778.198 3.378.692 3.589.343 3.378.692
Títulos bancarios 239.685
Certificados B 119.032 135.682
Otros 169.050 168.311 8.419 8.307
4.066.280 3.922.370 3.597.762 3.386.999

Las Notas del Tesoro Nacional - Serie B fueron dadas como garantía a Petros, el día 23 de
octubre de 2008, después de la firma del Término de Compromiso Financiero entre Pe-
trobras y subsidiarias patrocinadoras del Plan Petros, entidades Sindicales y Petros, para
liquidación de las obligaciones con el Plan de Pensión. El valor nominal de las NTN-B está
indexado a la variación del Índice Nacional de Precios al Consumidor Amplio – IPCA. Los
cupones de interés se pagarán semestralmente a la tasa del 6% a.a. sobre el valor nominal
actualizado de esos títulos y los vencimientos son de 2024 a 2035. Al 31 de diciembre de
2008, los saldos de las NTN-B están actualizados de acuerdo con su valor de mercado,
teniendo como base el precio promedio divulgado por la Asociación Nacional de las Insti-
tuciones del Mercado Financiero – ANDIMA.
Los Certificados B fueron recibidos por Brasoil por cuenta de la venta de plataformas
en 2000 y 2001, con vencimientos semestrales hasta 2011 y rindiendo intereses equivalen-
tes a Libor más el 0,70% a.a. hasta el 4,25% a.a.



11 PROyECtOS EStRuCtuRAdOS
Petrobras desarrolla proyectos en conjunto con instituciones financieras nacionales e
internacionales y con empresas del sector petrolero y de energía, con el propósito de
promover la inversión necesaria en áreas de negocios en las cuales la Compañía actúa.
Considerando que los proyectos estructurados se llevan a la práctica a través de So-
ciedades de Propósito Específico, cuyas actividades son controladas por Petrobras, los
gastos realizados por la Compañía debido a proyectos en negociación o ya negociados
con terceros están clasificados en los estados contables consolidados, en el activo no
corriente - Bienes de Uso.

11.1 SOCIEdAdES dE PROPóSItOS ESPECíFICOS
a. Proyectos estructurados

PROyECtO/ VALOR
EStImAdO dE LA FINALIdAd PRINCIPALES GARANtíAS FASE ACtuAL
INVERSIóN

Posibilitar el desarrollo de la producción de los campos de Barracuda
Barracuda y Garantía de Brasoil
y Caratinga, de la Cuenca de Campos. La SPE Barracuda y Caratinga
Caratinga para cobertura
Leasing Company B.V. (BCLC), es responsable de la constitución de En operación.
US$ 3,1 mil de necesidades
todos los activos (pozos, equipos submarinos y unidades de producción)
millones financieras de BCLC.
que requiere el proyecto, siendo también propietaria de los mismos.
En operación. Está
previsto para el 1er.
Marlim Consorcio con la Companhia Petrolífera Marlim (CPM), que pone a El 70% de la
trimestre de 2009 el
US$ 1,5 mil disposición de Petrobras equipos producción del campo
ejercicio de la opción de
millones submarinos de producción de petróleo del campo de Marlim. limitado a 720 días.
compra de MarlimPar
por Petrobras.
Consorcio con NovaMarlim Petróleo S.A. (NovaMarlim) que pone a
NovaMarlim El 30% de la
disposición equipos submarinos de producción de petróleo y reembolsa, a
US$ 834 producción del campo En operación.
través de adelanto ya efectuado a Petrobras, costos operativos derivados
millones limitado a 720 días.
de la operación y mantenimiento de los activos del campo.
Pagos anticipados
La Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP, pone
de alquiler si los
CLEP a disposición de Petrobras activos vinculados con la producción de
ingresos no fueran
US$ 1,25 mil petróleo ubicados en la Cuenca de Campos, a través de contrato de En operación.
suficiente para cumplir
millones alquiler con plazo de 10 años, al término del cual Petrobras tendrá
las obligaciones con
derecho de adquirir las acciones de SPE o los activos del proyecto.
financiadores
PDET Offshore S.A. es la futura propietaria de los activos del proyecto,
cuyo objetivo es mejorar la infraestructura de transferencia del petróleo
PDET Se darán en garantía
producido en la Cuenca de
US$ 1,18 mil todos los activos del En operación.
Campos a las refinerías de la Región Sudeste y a la exportación. Los
millones proyecto.
activos, una vez constituidos, se alquilarán posteriormente a Petrobras
hasta el año 2019.

77


PROyECtO/ VALOR
EStImAdO dE LA FINALIdAd PRINCIPALES GARANtíAS FASE ACtuAL
INVERSIóN

El tramo Campinas-
Pagos anticipados
Consorcio entre Transpetro, Transportadora Nordeste Sudeste (TNS), Rio, en operación,
por capacidad de
Nova Transportadora do Sudeste (NTS) y Nova Transportadora do se concluyó el 18
Malhas transporte para
Nordeste (NTN). NTS y NTN contribuyen a través de la constitución de mayo de 2008,
US$ 1,11 mil cubrir eventuales
de activos relacionados al transporte de gas natural. TAG (compañía mientras que el tramo
millones deficiencias de
100% Gaspetro) provee activos ya constituidos anteriormente. Catu-Carmópolis se
efectivo del
Transpetro se desempeña como operadora de los gasoductos. encuentra en fase de
consorcio.
conclusión.

El objetivo de este proyecto es aumentar la capacidad de la Refinaria
Henrique Lage (Revap) de procesar petróleo pesado nacional, ajustar
Pagos anticipados
el diesel por ella producido a las nuevas especificaciones nacionales
Moderniza- de alquiler para
y reducir la cantidad de emisión de contaminante. Se creó la Cia.
ción de Revap cubrir eventuales En fase de constitución
de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI
US$ 1,2 mil deficiencias de de los activos.
que construirá y alquilará para Petrobras una unidad de Coquización
millones efectivo
Retardada, una unidad de Hidrotratamiento de Nafta de Coque y
de CDMPI.
unidades relacionadas a ser instaladas en aquella refinería. El Directorio
Ejecutivo autorizó el aumento de la inversión en US$ 300 millones.

Cabiúnas
US$ 850 Proyecto que tiene por objetivo aumentar la capacidad de flujo de
Garantía en prenda de
millones la producción de gas de la Cuenca de Campos. Cayman Cabiunas
10,4 mil millones de En operación.
Consolidados Investment Co. Ltd. (CCIC), pone los activos a disposición de Petrobras
m3 de gas.
en el contrato por medio de contrato de leasing internacional.
de leasing

Titularidad de los
Otros
activos o pago
(Albacora,
adicional de alquiler
Albacora/
caso la ganancia no
Petros y En operación.
sea suficiente para
PCGC)
atender a las
US$ 495,5
obligaciones con
millones
financiadores.



b. Proyectos en estructuración

PROyECtO/ VALOR
PRINCIPALES
EStImAdO dE LA FINALIdAd FASE ACtuAL
GARANtíAS
INVERSIóN

Firmada en diciembre de 2007 con el BNDES una
financiación a largo plazo por el valor equivalente de
R$ 4,51 mil millones*, incluyéndose un traspaso de
Pignoración
Transportadora Gasene S.A. es la responsable recursos del China Development Bank (CDB) por un
de
por la construcción y futura propietaria de valor de US$ 750 millones. Obtención de préstamo
derechos
Gasene gasoductos de transporte de gas natural con con el BB Fund SPC por un valor máximo de R$
crediticios.
US$ 3 mil extensión total de 1,4 mil Km. y capacidad de 800 millones* para construcción del gasoducto, con
Pignoración
millones transporte de 20 millones de metros cúbicos por emisión de US$ 210 millones en Letras de Cambio,
de las
día, conectando el Terminal de Cabiúnas en Rio en octubre de 2006 y US$ 100 millones en diciembre
acciones
de Enero hasta la ciudad de Catu en Bahia. de 2008. El primer trecho del proyecto Gasene, el
SPE.
Gasoducto Cabiúnas-Vitória entró en operación el 10
de noviembre de 2008. El segundo tramo, el gasoducto
Cacimbas-Catu se encuentra en fase de construcción.

Para desarrollar la producción del campo de
Marlim Leste, Petrobras utilizará una Unidad
Se darán
Marlim Leste Estacionaria de Producción (UEP), P-53, que se
en garantía La construcción de la plataforma se concluyó en
(P-53) fletará a Charter Development LLC.
todos los septiembre de 2008. El proyecto entró en operación a
US$ 1,8 mil El contrato de flete, bajo la modalidad casco
activos del finales de noviembre de 2008.
millones desnudo (Bare Boat Charter), se firmará por un
proyecto.
período de 15 años, contados a partir de la fecha
de su celebración.

Construcción de un gasoducto de 385 Km. Firmado en diciembre de 2007 con el BNDES una
Pignoración
de extensión, entre Coari y Manaus y la financiación de largo plazo por un valor de R$ 2,49
de
construcción de un ducto de GLP de 285 Km mil millones*. Obtención de préstamo con el BB Fund
Derechos
Amazônia de extensión, entre Urucu y Coari, ambos SPC por un valor máximo de R$ 1 mil millones*, de
Crediticios.
US$ 1,4 mil bajo la responsabilidad de Transportadora los cuales ya se han emitido US$ 415 millones en
Pignoración
millones Urucu-Manaus S.A.; y construcción de una Letras de Cambio. El ducto de GLP y el gasoducto
de las
termoeléctrica, en Manaus, con capacidad de están en fase de construcción mientras que los
Acciones
488 MW. a través de la Companhia de Geração ramales de Aparecida y Mauá se encuentran en fase
de SPE.
Termelétrica Manauara S.A. de contratación.

Constitución de una plataforma (PMxL-1) de
exploración de gas natural de los Campos de
Obtención de recursos de corto plazo por un
Mexilhão y Cedro, en la Cuenca de Santos,
valor máximo de US$ 566 millones, a través de la
Estado de São Paulo, que será propiedad de la
Mexilhão emisión de Letras de Cambio adquiridas por el BB
Companhia Mexilhão do Brasil (CMB), responsable
US$ 756 A definir. Fund. Obtención de financiación de corto plazo con
por la captación de los recursos necesarios para la
millones el BNDES por un valor de R$ 528 millones*, en
constitución de la misma. Después de constituida,
diciembre de 2008. La constitución de los activos
la PMxL-1 será alquilada a Petrobras, poseedora
está en curso.
de la concesión para exploración y producción de
los referidos campos.

* Valores em reales

79


11.2 RESARCImIENtOS POR COBRAR y
PROyECtOS EN NEGOCIACIóN
El saldo por cobrar, neto de los adelantos recibidos, referente a los gastos ya realizados por
Petrobras con proyectos ya negociados con terceros, está clasificado en el activo realizable
a largo plazo como Proyectos Estructurados y tiene la composición siguiente:

CONtROLANtE

2008 2007

Proyectos
Cabiunas 752.926 752.958
PDET 953.794 952.386
Malhas-Nordeste 96.353 96.347
Malhas-Sudeste 78.645 71.323
Otros 128 128
total 1.881.846 1.873.142
Adelantos (737.948) (575.626)
total neto de resarcimientos por cobrar 1.143.898 1.297.516
Proyectos en negociación 895.395 (*) 206.197
total de proyectos estructurados 2.039.293 1.503.713
(*) Incluye los gastos ya realizados por Petrobras con proyectos para los cuales aún no hay
aliados definidos.

11.3 OBLIGACIONES CON PROyECtOS EStRuCtuRAdOS
CONtROLANtE

PROyECtO 2008 2007

PDET Offshore S.A. PDET 200.333 200.333
NovaMarlim Petróleo S.A. NovaMarlim 11.957 166.431
total 212.290 366.764

a. Proyecto PDET
PDET Offshore S.A. traspasó a Petrobras R$ 1.198.357 en concepto de anticipo por la
venta futura de activos y reembolso de gastos incurridos por Petrobras. En diciembre
de 2007, Petrobras cedió un contrato con el Consorcio Norberto Odebrecht Engenha-
ria S.A.-(CON) para PDET Offshore S.A, en el valor total de R$ 998.024. De esa forma,
Petrobras quedó con el saldo de R$ 200.333, clasificado en el pasivo corriente, como
Proyectos Estructurados.



b. Proyecto NovaMarlim
NovaMarlim Petróleo S.A. proporcionó recursos para el proyecto, cuyo saldo, neto
de los gastos operativos ya realizados por Petrobras, es del orden de R$ 2.102.579
(R$ 1.948.104 al 31 de diciembre de 2007) y de activos transferidos del orden de
R$ 49.465. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de la obligación ascendía a R$ 11.957
(R$ 166.431 al 31 de diciembre de 2007), clasificados en el pasivo corriente, como
Proyectos Estructurados.

11.4 CuENtAS POR PAGAR REFERENtES
A LOS CONSORCIOS

CONSOLIdAdO

2008 2007

Cia. Petrolífera Marlim 115.515 4.302
Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros 73.343 37.168
total 188.858 41.470

Petrobras mantiene contratos de consorcios con el objetivo de complementar el desarrollo
de la producción de yacimientos de petróleo, cuyo saldo por pagar a las sociedades del
consorcio totalizaba, al 31 de diciembre de 2008, R$ 188.858 (R$ 41.470 al 31 de diciembre
de 2007), clasificados en el pasivo corriente, como Proyectos Estructurados.

81


12 dEPóSItOS judICIALES
Los depósitos judiciales se presentan de acuerdo con la naturaleza de las correspon-
dientes causas:


2008 2007 2008 2007

Laborales 608.383 570.263 581.623 544.043
Fiscales (*) 895.430 860.126 659.053 675.633
Civiles (*) 339.508 252.063 298.944 223.024
Otros 9.771 11.043 2.758 2.958
total 1.853.092 1.693.495 1.542.378 1.445.658
(*) Neto del depósito relacionado a proceso judicial provisionado, cuando sea pertinente.

OtRAS INFORmACIONES
› Begistro e incautación de recaudaciones consideradas indebidas de ICMS/
sustitución tributaria
En el período de 2000 y 2001, Petrobras fue procesada en los tribunales de los Estados
de Goiás, Tocantins, Bahia, Pará, Maranhão y del Distrito Federal, por distribuidoras
de petróleo, bajo la supuesta alegación de no traspasar a los gobiernos de los estados
el Impuesto sobre la Circulación de Mercancías y Servicios – ICMS retenido, conforme
determinado por la ley, en el acto de la venta de los combustibles.
De los valores de esas causas, cerca de R$ 80.159 fueron efectivamente retirados de
las cuentas de la Compañía debido a sentencias judiciales de reparación preliminar.
Mediante recurso procesal, tales sentencias se anularon.
Petrobras, con el apoyo de las autoridades provinciales y federales, además de con-
seguir impedir que se efectuen otras retiradas, realiza todos los esfuerzos posibles,
tendientes a obtener que se le reembolsen las cuantías indebidamente extraídas de
sus cuentas.
La posición actual de nuestros asesores jurídicos es la de que no hay expectativa de
futuros desembolsos para la Compañía en relación a esos procesos.
› Otros procesos judiciales
Los tribunales determinaron el bloqueo de valores en efectivo por cuenta de procesos
laborales que alcanzaban a R$ 34.767 al 31 de diciembre de 2008 (R$ 43.956 al 31 de
diciembre de 2007), clasificados en el activo no corriente como bloqueos judiciales.



13 INVERSIONES
13.1 INFORmACIONES SOBRE LAS SuBSIdIARIAS, CONtROLAdAS,
CONtROLAdAS EN CONjuNtO y COLIGAdAS
CAPItAL mILES dE ACCIONES/CuOtAS PAtRImONIO GANANCIA
SuSCRItO
ACCIONES NEtO NEtA
AL 31 dE ACCIONES
ORdINARIAS/ (PASIVO AL (PéRdIdA) dEL
dICIEmBRE PREFERIdAS
CuOtAS (dESCuBIERtO) EjERCICIO
dE 2008
Subsidiarias y controladas:
Petrobras Distribuidora S.A. - BR 4.482.082 42.853.453 7.360.541 1.317.319
Petrobras Gás S.A. - Gaspetro 2.681.460 1.677 418 4.089.691 739.887
Petrobras Netherlands B.V. - PNBV 30 181 3.087.528 1.294.475
Termorio S.A. 2.785.000 2.785.000 2.811.810 232.395
Braspetro Oil Services Company - Brasoil 266.404 106.210 1.913.676 41.132
Petrobras Transporte S.A. - Transpetro 1.470.205 1.470.205 1.895.702 380.989
Petrobras Química S.A. - Petroquisa 1.338.977 13.508.637 12.978.886 1.656.090 (470.589)
Petrobras International Finance Company - PifCo 531.479 300.050 (1.495.779) (1.291.139)
Petrobras International Braspetro - PIB BV 3.212 2 (1.151.685) (1.873.920)
Termomacaé Ltda. 934.015 934.015 (*) 832.509 105.815
Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda. 630.904 619 (*) 634.124 51.747
Refinaria Abreu e Lima S.A. 474.904 474.904 474.907 3
Braspetro Oil Company - BOC 89 50 (359.132) 144.262
Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN 216.852 18.852 (*) 243.207 46.068
FAFEN Energia S.A. 380.574 380.574 219.073 (3.311)
Termoceará Ltda. 275.226 275.226 (*) 200.754 22.219
Baixada Santista Energia Ltda. 218.456 218.456 (*) 198.512 (19.944)
Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE 255.556 255.556 (*) 183.279 59.678
Downstream Participações Ltda. 630.000 630.000 (*) 168.835 (989.275)
Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. 109.127 97.863 148.106 2.942
Ipiranga Asfalto S.A. 16.008 16.008 40.860 9.973
Petrobras Biocombustível S.A. 40.010 4.010 40.010
Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda. 6.218 6.218 (*) (38.276) 2.755
Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro 21.000 21.000 23.685 2.685
Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 656 117.127 (*) (22.614) (73.344)
Termobahia S.A. 311.752 52 (20.032) (36.168)
5283 Participações Ltda. 1.421.604 1.421.604 (*) (318) (114.057)
Cordoba Financial Services GmbH 94 1 (**) 281 (144)
Controladas indirectamente:
Termoaçu S.A. 669.997 1.150.989 672.728 2.731

83


CAPItAL mILES dE ACCIONES/CuOtAS PAtRImONIO GANANCIA
SuSCRItO
ACCIONES NEtO NEtA
AL 31 dE ACCIONES
ORdINARIAS/ (PASIVO AL (PéRdIdA) dEL
dICIEmBRE PREFERIdAS
CuOtAS (dESCuBIERtO) EjERCICIO
dE 2008
UTE Norte Fluminense S.A. 481.432 481.432 557.395 44.700
Ibiritermo S.A. 7.649 7.652 180.856 66.247
Breitener Energética S.A. 160.000 77.740 151.939 7.089
Brasil PCH S.A. 109.032 94.188 14.844 140.181 (357)
Brasympe Energia S.A. 26.000 260.000 75.321 223
Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. 297 100 196 (60.853) (29.605)
Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. -
58.400 58.400 58.355 (37)
PCBIOS
Cia Energética Manauara S.A 32.000 32.000 31.223 7.754
Brentech Energia S.A. 25.901 40.901 25.901
Projetos de Transporte de Álcool S.A. - PMCC 2.430 2.430 2.430
GNL do Nordeste Ltda. 7.507 7.507 (*) 720
Empresas vinculadas:
Quattor Participações S.A. 2.202.111 19.315 1.533.327 (643.000)
UEG Araucária Ltda. 707.440 707.440 (*) 661.915 (5)
Arembepe Energia S.A. 45.218 45.218 45.218
Energética Camaçari Muricy I Ltda. 43.436 43.436 (*) 43.436
Termelétrica Potiguar S.A. - TEP 11.091 5.100 10.280 (3.344)
Companhia Energética Potiguar S.A. 7.632 1 7.632
Energética SUAPE II 6.967 6.967 3.926
Bioenergética Britarumã S.A. 110 110 110
(*) Cuotas
(**) Cantidades de acciones en unidades

dESCRIPCIóN dE LAS ACtIVIdAdES dE
LAS SuBSIdIARIAS y CONtROLAdAS
a. Petrobras Química S.A. - Petroquisa
Participa en empresas cuyo objetivo es la fabricación, comercialización, distribución,
transporte, importación y exportación de productos de las industrias química y petro-
química y presta servicios técnicos y administrativos relacionados con esas actividades.

b. Petrobras Distribuidora S.A. - BR Distribuidora
Opera en el área de distribución, comercialización e industrialización de productos y
derivados de petróleo, alcohol, energía y otros combustibles.

c. Petrobras Gás S.A. - Gaspetro
Participa en empresas que operan en el transporte de gas natural, en la transmisión de
señales de datos, voz e imagen a través de sistemas de telecomunicaciones de cable y
radio y en la prestación de servicios técnicos relacionados con esas actividades. Partici-



pa también en diversas distribuidoras de gas de los estados, ejerciendo el control com-
partido que se consolida en la proporción de las participaciones en el capital social.

d. Petrobras Transporte S.A. - Transpetro
La empresa lleva a cabo, en forma directa o a través de controlada, el transporte y
almacenamiento de granos, de petróleo y sus derivados y gas en general, a través de
ductos, terminales y embarcaciones propias o de terceros.

e. Downstream Participações Ltda.
Participa en sociedades que actúan en el segmento de refinación.

f. Petrobras International Finance Company - PifCo
Realiza actividades de comercialización de petróleo y productos derivados del petró-
leo en el exterior, actúa como intermediaria en la compra y venta de petróleo, pro-
ductos derivados de petróleo y materiales para empresas participantes en el Sistema
Petrobras y capta fondos en el exterior.

g. Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIB BV
Participa en empresas que actúan en el exterior en la investigación, extracción, indus-
trialización, comercialización, transporte, almacenamiento, importación y exporta-
ción de petróleo y sus derivados, así como la prestación de servicios y otras actividades
relacionadas con los diversos segmentos de la industria del petróleo.

h. Braspetro Oil Services Company - Brasoil
Tiene como objetivo la prestación de servicios en todas las áreas de la industria del
petróleo, así como en la comercialización de petróleo y sus derivados.

i. Petrobras Netherlands B.V. - PNBV
Actúa, directamente o a través de controladas, en las actividades de compra, venta,
lease, alquiler o fletamento de materiales, equipos y plataformas para la exploración y
producción de petróleo y gas.

j. 5283 Participações Ltda.
Sociedad por cuotas de responsabilidad limitada, con sede en la ciudad de Rio de Ja-
neiro y cuyo objetivo es la participación en el capital de otras sociedades.

k. Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-PETRO
Tiene como objetivo la participación en el capital social de otras sociedades que ten-
gan por objeto actividades realizadas por Internet o medios electrónicos.

l. Braspetro Oil Company - BOC
Tiene como objetivo promover la investigación, extracción, industrialización, comer-
cialización, transporte, almacenamiento, importación y exportación de petróleo y sus
derivados, así como la prestación de servicios y otras actividades relacionadas con los
diversos segmentos de la industria del petróleo.

85


m. Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII
Tiene el objetivo de viabilizar la construcción de 4 edificios administrativos en Ma-
caé por medio de la emisión de Certificados por Cobrar Inmobiliarios por medio de la
empresa Rio Bravo Securitizadora S.A., con lastre en derechos crediticios de alquiler
con Petrobras.

n. Termoeléctricas
» Termorio S.A.; FAFEN Energia S.A.; Baixada Santista Energia Ltda.; Termomacaé
Ltda.; SFE - Sociedade Fluminense de Energia Ltda.; Termoceará Ltda.; Termo-
bahia S.A.; Ibiritermo S.A. y Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A.
El conjunto de empresas anteriormente enumerado tiene por objetivo la implantación
y explotación comercial de centrales termoeléctricas, algunas con proceso de cogene-
ración, todas ellas localizadas en el territorio nacional, utilizando gas natural como
combustible para la generación de energía eléctrica.
Se componen de usinas termoeléctricas con potencia instalada, o en fase final de
instalación de 3,4 GW (no auditado), siendo esta capacidad comercializada por medio
de subastas de ANEEL, contratos de comercialización de energía y exportaciones.

o. Comercializadoras de Energía Eléctrica
» Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN; y Termomacaé Comerciali-
zadora de Energia Ltda. - TMC.
Las comercializadoras anteriormente enumeradas centralizan la gestión de la cartera
de compra y venta de energía eléctrica del Sistema Petrobras, siendo responsables por
las operaciones de venta de energía eléctrica de los activos de generación del Sistema
Petrobras y eventual compra de energía eléctrica del mercado.

p. Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda.
Sociedad limitada cuya finalidad es la importación, exportación, almacenamiento pro-
visional, beneficiación, venta, transporte y distribución de productos de petróleo, sus
derivados y otros productos relacionados, incluso neumáticos, baterías y accesorios
automovilísticos, así como también los respectivos equipos, instalaciones, aparatos y
máquinas del ramo en general, sea de origen nacional o extranjero, pudiendo prestar
servicios relacionados y también realizar todo tipo de actividades adicionales.

q. Petrobras Biocombustível S.A.
Tiene por objetivo desarrollar la producción de etanol, biodiesel y de todos los demás
productos y actividades relacionados o similares y la generación de energía eléctri-
ca asociada a sus operaciones, pudiendo también explotar todas esas actividades por
medio de la participación en otras sociedades, así como promover la integración de
diversas áreas de la empresa, alrededor del tema de los biocombustibles.



r. Refinaria Abreu e Lima S.A.
Sociedad anónima de capital cerrado cuyo objetivo es la construcción y operación de
una Refinería de Petróleo en Ipojuca - Estado de Pernambuco, así como la refinación,
procesamiento, comercialización, importación, exportación y transporte de petróleo
y sus derivados, relacionados y biocombustibles.

s. Ipiranga Asfalto S.A.
Tiene como actividad principal la fabricación y comercialización de emulsiones y pro-
ductos derivados de asfaltos en general, productos químicos, anticorrosivos, detergen-
tes, aceites y grasas lubricantes y productos derivados de hulla.

t. Córdoba Financial Services Gmbh - CFS
Sociedad por Cuotas de Responsabilidad Limitada, con sede en Viena, Austria, cuyo
objetivo es la participación en el capital de otras sociedades en Austria y en el exterior.
Córdoba es la única accionista del World Fund Financial Services (WFFS), Compañía
constituida de acuerdo con las leyes de las Islas Caimán, cuyo objetivo es actuar en
operaciones bancarias y financieras, fuera de las Islas Caimán.

13.2 dESCRIPCIóN dE LAS ACtIVIdAdES
dE LAS CONtROLAdAS EN CONjuNtO
Petrobras ejerce el control compartido sobre las termoeléctricas Termoaçu, UTE Norte
Fluminense, Brentech, Brasympe Energia, Breitener Energética y Cia Energética Manaua-
ra; las empresas de biocombustibles PMCC y PCBIOS; la unidad de regasificación de gas
natural licuado GNL del Nordeste, que fueron consolidadas en la proporción de las par-
ticipaciones en el capital social y sobre Brasil PCH que posee participación en pequeñas
centrales hidroeléctricas.
GNL do Nordeste es una unidad de regasificación de gas natural licuado que se cons-
truirá en el complejo Industrial y Portuario de Suape, en el Estado de Pernambuco, con el
objetivo de la revaporización del GNL.

87


13.3 CAmBIO dE LAS INVERSIONES

SuBSIdIARIAS y CONtROLAdAS

PEtROBRAS
PEtROquISA GASPEtRO tRANSPEtRO
dIStRIBuIdORA

Al inicio del ejercicio 1.854.086 6.836.605 2.607.486 1.563.234
Ajustes de ejerc. anterior- adopción de la ley 11.638/07 7.053 178.498
Ajustes de evaluación patrimonial 57 3.762
Ganancia o pérdida no realiz. Títulos disponibles para venta (47.417) (34.379)
Ganancia o pérdida no realiz. Instr. Financieros (32.175)
Adquisición y aporte de capital 338.028 917.136
Plusvalía (Plusvalía negativa) en la adquisición de inversiones
Equivalencia patrimonial (480.717) 1.346.047 739.125 415.921
Ganancia cambiaria sobre patrimonio neto de controladas en el exterior
Dividendos (15.000) (1.008.328) (175.687) (296.390)
Baja por incorporación
Provisión para pérdida
Otros 580
Al cierre del ejercicio 1.656.090 7.139.945 4.088.640 1.832.850



CONtROLANtE

PEtROBRAS
BAIXAdA 5283
dOwNStREAm COmERCIALIzAdORA PIB BV BRASOIL PNBV tERmORIO S.A.
SANtIStA PARtICIPAçõES
dE ENERGIA
1.158.110 911.503 434.005 1.265.284 2.569.758 218.456 229.517
(4.170) 615.859 (333.128)
(597.163) 457.855 680.035 (119.600)

198.000

(989.275) 45.400 (310.170) (85.841) 1.270.009 242.052 (19.944) (109.917)

(404)
168.835 242.996 1.421.878 2.882.200 2.811.810 198.512

89


PRAmOA
tERmOmACAé utE juIz
PARtICIPAçõES dAPEAN
LtdA dE FORA
S.A.
Al inicio del ejercicio 702.766 850.906 96.207
Ajustes de ejerc. anterior- adopción de la ley 11.638/07
Ajustes de evaluación patrimonial
Ganancia o pérdida no realiz. Títulos disponibles para venta
Ganancia o pérdida no realiz. Instr. Financieros
Adquisición y aporte de capital 18.020 876.133 69.885
Plusvalía (Plusvalía negativa) en la adquisición de inversiones
Equivalencia patrimonial 111.723 25.227 (12.967) (987)
Ganancia cambiaria sobre patrimonio neto de controladas en el exterior
Dividendos (16.999)
Baja por incorporación (876.133) (495.000)
Provisión para pérdida
Otros (368.166)
Al cierre del ejercicio 832.509 148.106



CONtROLANtE


REFINARIA OtRAS CONtROLAdAS EmPRESAS
17 dE mAIO ALVO 2008 2007
ABREu E LImA CONtROLAdAS INdIRECtAmENtE VINCuLAdAS

615.461 520.003 132.444 22.565.831 22.725.069
(266.731) 197.381
39 424.985
(81.796)
(32.175)
663.676 670.375 474.900 389.251 199.315 733.948 5.548.667 1.602.471

43.734 14.728 (41) 44.540 5.927 (205.846) 2.088.728 1.678
(790.727)
(51.043) 897 (4.976) (1.567.526) (975.507)
(707.410) (2.078.543) (53.817)
1.653
14.902 8.590 (344.498) 55.010
634.060 474.859 798.359 728.859 660.546 26.721.054 22.565.830

AtIVOS dIStRIBuIçãO
dEREChOS y AdELANtOS PARA AdquISICIóN dE INVERSIONES IPIRANGA químICA 2008 2007
NORtE - CBPI
Al inicio del ejercicio 980.130 1.097.018 2.077.148
Adquisición y aporte de capital 929.301
Plusvalía (Plusvalía negativa) en la adquisición de inversiones 1.153.176
Equivalencia patrimonial 10.723 35.659 46.382 26.021
Amortización de la (Plusvalía) Plusvalía negativa (16.947) (20.308) (37.255) (31.350)
Transferencia (973.906) (1.112.369) (2.086.275)
Al cierre del ejercicio 2.077.148
Subsidiarias, controladas, controladas indirectamente y
26.721.054 22.565.830
empresas vinculadas
Derechos y adelantos para adquisición de inversiones 2.077.148
Otras inversiones 150.279 349.853
Plusvalía y plusvalía negativa 1.435.614 1.075.958
28.306.947 26.068.789

91


13.4 INFORmACIONES AL 31 dE dICIEmBRE dE 2008 dE LAS CONtROLAdAS
INdIRECtAmENtE INCLuIdAS EN LA CONSOLIdACIóN

CONtROLAdAS EN CONjuNtO dIRECtAmENtE

utE NORtE GNL dO
tERmOAçu PC BIOS PmCC
FLumINENSE NORdEStE
Activo corriente 80.470 258.057 50 7.193 1.943
Activo no corriente 7.948 32.405
Inversiones
Bienes de uso 684.995 952.668 15.242 573
Intangible 1.321 600 42
Diferido 56.292 2.137 674 7.426

Pasivo corriente 124.216 228.099 4 3.953 86
Pasivo no corriente 34.082 427.968
Patrimonio neto 672.728 557.395 720 58.355 2.430
Participación de los accionistas no controlantes

Ingresos operativos netos 102.903 777.987
Ganancia neta del ejercicio 2.731 44.700 (37)
Porcentaje de participación - % 74,80% 10,00% 50,00% 50,00% 33,33%



CONtROLAdAS EN CONjuNtO
CONtROLAdAS EN CONjuNtO dIRECtAmENtE
INdIRECtAmENtE
BREItENER CIA ENERGétICA dIStRIBuIdORAS
BRENtECh BRASIL PCh BRASymPE ENERGIA OtRAS
ENERGétICA mANAuARA dE GÁS
9.937 209.438 22.710 147.407 54.922 1.788.233 192.076
7.285 70.778 33.562 11.977 113.632 1.743.632
6.012 1.329 1
86.256 1.166.949 34.662 199.540 150.751 1.282.622 1.319.080
13 302 14 103 257 10.135 21.765
14.453 90.983 81.143 6.977 69.318 45.966

84.739 84.161 14.054 147.489 39.195 1.293.246 462.469
19 1.250.615 30.899 162.327 154.466 382.724 1.575.344
25.901 140.181 75.321 151.939 31.223 1.589.299 1.284.707
13.902

72.493 3.798 113.786 55.622 4.535.138 18.937
(357) 225 7.089 7.754 347.474 (4.021)
30,00% 42,33% 20,00% 30,00% 40,00% 23,5% a 83,0% 34,34% a 6,64%

93


13.5 INFORmACIONES SOBRE EmPRESAS VINCuLAdAS
2008 2007
VINCuLAdAS A PEtROquISA PARtICIPACIóN
GANANCIA NEtA ACtIVO NO ACtIVO NO
EN EL CAPItAL PAtRImONIO NEtO
dEL EjERCICIO CORRIENtE CORRIENtE
SuBSCRItO %
Deten Química S.A. 27,82 240.583 65.764 180.589 159.104
NITROCLOR Produtos Químicos Ltda. 38,80 213 (2.718) 1.029 3.445
181.618 162.549

2008 2007
VINCuLAdAS A BR PARtICIPACIóN
SuBSCRItO %
CDGN - Companhia Distribuidora
10,00 3.281 688 6.742 37.301
de Gás Natural
Brasil Supply S.A. 10,00 8.274 525 242 5.370
6.984 42.671

2008 2007
VINCuLAdAS A GASPEtRO PARtICIPACIóN
SuBSCRItO %
Transportadora Sulbrasileira
25,00 29.711 (224) 26.121 27.297
de Gás S.A. - TSB
26.121 27.297



13.6 PLuSVALíA y PLuSVALíA NEGAtIVA
En septiembre de 2006, Petrobras por medio de su controlada Petrobras América Inc., adquirió
el 50% de las acciones de la empresa Pasadena Refining System Inc. con plusvalía de R$ 880.428
(US$ 412 millones), siendo R$ 430.379 por la plusvalía de activos, con amortización en función
de la vida útil de esos activos, y R$ 450.049 por la expectativa de rentabilidad futura, con amor-
tización en el plazo de 10 años.
En el ejercicio de 2008, se registró la baja total de la plusvalía por expectativa de rentabi-
lidad futura verificada en la adquisición de la empresa Pasadena, por un monto equivalente a
R$ 384.431, llevando en consideración cambios en la expectativa de rentabilidad. Los factores que
justifican esos cambios son la disminución constante y sustancial del precio del petróleo bruto
y de los derivados en los últimos doce meses, reducción del proceso de refinación en función del
desplome de la demanda de los productos refinados y del margen practicado en el mercado.
En la adquisición del control accionario de Suzano Petroquímica S.A. (Nota 13.8.h) por
intermedio da Pramoa Participações S.A., se verificó una plusvalía de R$ 1.241.303, tenien-
do como fundamento económico la expectativa de resultado futuro, con amortización en
el plazo de 10 años.
Esas plusvalías originadas por expectativa de rentabilidad futura no se amortizarán más a
partir del ejercicio de 2009, considerando las nuevas prácticas contables que rigen en Brasil.
En la operación de incorporación de acciones de Grust Holding S.A. en Braskem, promovida
por Petroquisa para integración de los activos petroquímicos del Sur, se verificó una plusvalía
negativa sin fundamento económico por un monto de R$ 424.167, con amortización apenas por
enajenación o perecimiento de la inversión. Antes de esa operación Grust Holding S.A. poseía
participación directa e indirecta del 36,5% en Copesul y participaciones directas del 40% en
Ipiranga Química (IQ) y del 40 % en Petroquímica Paulínia (PPSA).

EVOLuCIóN dE LA PLuSVALíA/PLuSVALíA NEGAtIVA:

Saldo de la plusvalía/plusvalía negativa al 31/12/2007 1.619.927 1.075.958
Plusvalía en la adquisición de acciones de Ipiranga Química 669.841 669.841
Plusvalía negativa en la adquisición de acciones de Braskem (424.167)
Amortización de la plusvalía (208.785) (208.345)
Amortización de la plusvalía negativa 27.316 6.118
Transferencia (741.937) (109.154)
Otros (*) 2.253 1.195
Saldo de la plusvalía/plusvalía negativa al 31/12/2008 944.448 1.435.613
(*) Incluye variación cambiaria sobre saldos de empresas en el exterior

En la controlante, el saldo de la plusvalía negativa por el monto de R$ 258.036 está
contabilizado en inversión y en el consolidado el monto de R$ 59.993 se presenta como
ingresos diferidos en el pasivo no corriente.

95


13.7 INVERSIONES EN EmPRESAS
quE COtIzAN EN BOLSA
Presentamos a continuación las inversiones en compañías abiertas que cotizan en la
bolsa de valores:

COtIzACIóN EN BOLSA dE VALORES
LOtE dE mIL ACCIONES VALOR dE mERCAdO R$
EmPRESA tIPO (R$ POR ACCIóN)
2008 2007 2008 2007 2008 2007

Controladas
Pepsa 1.249.717 1.249.717 ON 1,50 2,19 1.874.576 2.736.880
Pesa (*) 229.729 229.729 ON 4,40 5,23 1.010.808 1.201.483
2.885.384 3.938.363
Empresas vinculadas
Braskem 59.014 12.111 ON 5,57 15,20 328.708 184.087
Braskem 62.965 18.553 PNA 5,55 14,40 349.456 267.163
Quattor Petroquímica 51.111 PN 8,40 429.332
PQU 8.738 ON 15,00 131.070
PQU 8.738 PN 14,61 127.662
1.107.496 709.982
(*) Esas acciones no incluyen la participación de Pepsa.

El valor de mercado de esas acciones no refleja, necesariamente, el valor de realización de
un lote representativo de acciones.

13.8 OtRAS INFORmACIONES
a. Inversiones en Ecuador
El 18 de octubre de 2007, la Ley de Hidrocarburos fue alterada, elevando la participación del
Estado sobre los excedentes extraordinarios del precio del petróleo al 99%, reduciendo la
correspondiente participación de las compañías petroleras para el 1% sobre esta parte. El
28 de diciembre, la Asamblea Constituyente de Ecuador aprobó la “Ley de Equidad Tribu-
taria” que impone una profunda reforma tributaria con la creación de nuevos impuestos a
partir del 1º de enero de 2008.
El conjunto de cambios brindado por la mencionada reforma modificó las condiciones
establecidas entre las partes con ocasión de la aprobación de los respectivos contratos de
participación, afectando la previsión de rentabilidad de los actuales negocios en Ecuador y
la capacidad de recuperación de las inversiones realizadas. En consecuencia, para ajustar
el valor contable de los activos a su valor estimado de recuperación, el 31 de diciembre de
2007 se reconoció una provisión por el monto de R$ 308.796 (US$ 174.333 mil).
El 31 de diciembre de 2008, Petrobras Energía Ecuador firmó acuerdo con el gobier-



no de Ecuador para la devolución de la concesión del bloque de exploración 31, en el
que implicó el reconocimiento de pérdida por un monto equivalente a R$ 181.645.

b. Inversiones 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 los recursos naturales de hidrocarburos, obligando
a las empresas que realizaban actividades de producción de gas y petróleo a entregar
en propiedad a YPFB toda la producción de hidrocarburos.
Mediante el Decreto Supremo 28.701, el Gobierno Boliviano nacionalizó las accio-
nes necesarias para que YPFB fuera la controlante con, por lo menos, el 50% más una
acción, de Petrobras Bolivia Refinación S.A. (PBR), de la cual Petrobras poseía indirec-
tamente el 100% de participación (Petrobras Bolivia Inversiones y Servicios S.A. – el
51% y Petrobras Energia Internacional S.A. – el 49%).
El 25 de junio de 2007, se firmó el contrato de compra y venta de las acciones
de PBR, con la transferencia del 100% de las acciones para YPFB por el monto de
US$ 112 millones, verificándose una ganancia equivalente, al 31 de diciembre de 2007,
a R$ 66.195 (US$ 37.371 mil).

c. Nuevas inversiones en el exterior
c.1) En Japón
En 2008 Petrobras adquirió el 87,5% de las acciones de la empresa japonesa Nan-
sei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS), que incluye una refinería con capacidad de
100.000 bpd, que refina petróleo liviano y produce derivados de alta calidad, un
terminal de petróleo y derivados con capacidad de almacenamiento de 9,6 mi-
llones de barriles, tres muelles para recibir navíos de productos de hasta 97.000
Deadweight tonnage (dwt) y una monoboya para navíos Very Large Crude Carrier
(VLCC) de hasta 280.000 dwt.
La transferencia del control accionario se efectuó en abril de 2008.
c.2) En Chile
El 7 de agosto de 2008, Petrobras firmó un acuerdo para la compra de la participación
de ExxonMobil en Esso Chile Petrolera y en otras empresas chilenas asociadas.
El acuerdo incluye el negocio de combustibles en los mercados minoristas, in-
dustrial y de aviación (los negocios químicos, de lubricantes y de productos espe-
ciales de Exxonmobil en Chile no forman parte del acuerdo) y la transferencia del
control deberá realizarse en el segundo trimestre de 2009, juntamente con el pago
de aproximadamente US$ 400 millones.

d. Inversiones en Venezuela
En marzo de 2006, PESA, por medio de sus controladas y coligadas en Venezuela fir-
mó con PDVSA y la Corporación Venezolana del Petróleo S.A. (CVP), Memorandos de
Entendimiento (MDE) con el objetivo de hacer realidad la migración de los conve-
nios operativos para la modalidad de empresas mixtas, confome determinación legal.

97


Los MDE establecían que la participación de los socios privados en las empresas mix-
tas es del 40%, correspondiendo al gobierno venezolano una participación del 60%.
De acuerdo con la estructura societaria y de gobierno corporativo definida para las
empresas mixtas, a partir del 1º de abril de 2006, PESA dejó de consolidar los activos,
pasivos y resultados referentes a las mencionadas operaciones, presentándolos como
inversiones societarias en coligadas, evaluadas por equivalencia patrimonial. La re-
cuperación de estas inversiones se relaciona a la volatilidad del precio del petróleo, a
las condiciones económicas, sociales y regulatorias en Venezuela y, en particular, a los
intereses de sus accionistas en lo que se refiere al desarrollo de las reservas de petróleo.
Consecuentemente, para ajustar el valor contable de la inversión a su valor recupera-
ble estimado, se reconoció una pérdida sobre inversiones por un monto de R$ 55.425
(US$ 23.115 mil) en 2008 y R$ 119.588 (US$ 67.514 mil) en 2007.

e. Opción de venta de la Refinería de Pasadena por Astra
En decisión preliminar emitida el 24 de octubre de 2008, en el ámbito de proceso
arbitral existente entre Petrobras América Inc. y otras (PAI) y Astra Oil Trading NV
y otras (ASTRA), que tramita de acuerdo con las reglas de arbitraje del International
Centre for Dispute Resolution, se consideró válido el ejercicio de la opción de venta
(put option) ejercido por ASTRA en relación a PAI del 50% restante de las acciones
de ASTRA en la empresa Pasadena Refinery Systems Inc. (PRSI), que posee la Refi-
nería de Pasadena, y en la empresa a ella vinculada de “trading”, ambas con oficinas
operativas en Texas.
Las responsabilidades operativas, gerenciales y financieras se transfirieron a PAI,
con base en esa decisión preliminar. Sin embargo, el precio final a pagar por estas ac-
ciones restantes será definido por la decisión final emitida en el arbitraje, puesto que
las partes discuerdan en lo que se refiere al valor atribuido a las acciones.

f. Grupo Ipiranga
El 18 de marzo de 2007, Ultrapar, por sí y con la intervención y concordancia de
Braskem S.A y Petrobras, con base en el contrato de comisión por ellas firmado, adqui-
rió el control de las empresas del Grupo Ipiranga.
La operación se notificó debidamente al Sistema Brasileño de Defensa de la Com-
petencia (SBDC), siendo que el 16 de mayo de 2007, el Consejo Administrativo de De-
fensa Económica (CADE) emitió despacho Gab. LFRV nº009/2007 aprobando el Acuer-
do de Preservación de la Reversibilidad de la Operación (APRO), en el cual Petrobras y
Ultrapar se comprometieron a implantar una estructura de gobierno corporativo que
permitiera la segregación de las actividades estratégicas y comerciales de los activos
de distribución, compromiso que implicó la constitución de la sociedad Alvo Distri-
buidora de Combustíveis Ltda.
La última fase del proyecto preveía la entrega de los activos adquiridos conforme
se describe en el Acuerdo de Inversiones firmado entre las partes.



Siendo así, el 30 de abril de 2008, el control de Ipiranga Asfaltos S.A. (IASA) y de
Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda. (Alvo) se transfirió de la Companhia Brasi-
leira de Petróleo Ipiranga (CBPI) para la empresa 17 de Maio Participações S.A (17 de
Maio), sociedad anónima de capital cerrado que, a su vez, el 27 de noviembre de 2008,
fue incorporada por Petrobras, ocasión en que las empresas IASA y Alvo pasaron a
formar parte del grupo de controladas directas de Petrobras.
El 17 de diciembre de 2008, el CADE aprobó definitivamente la adquisición de los
activos de distribución y asfaltos del Grupo Ipiranga por parte de Petrobras condicio-
nado a la firma y pleno cumplimiento de un Término de Compromiso de Desempeño
(TCD), firmado por Petrobras y por Alvo, posibilitando la gestión inmediata y directa
de esos activos.
A partir de este resultado favorable, Petrobras comenzó el proceso de transferen-
cia de los activos, representados por las empresas IASA y Alvo, para BR Distribuidora,
en línea con la planificación inicial de la operación, cuyo objetivo era ampliar el lide-
razgo de la referida subsidiaria en el mercado brasileño de distribución, por medio del
aumento de su parte en el mercado, con garantía de rentabilidad.
En los negocios de refino, después de la incorporación de las acciones, Petrobras
pasó a tener el derecho de recibir de Ultrapar el 33,33% de participación en RPI, con
previsión de conclusión de esa etapa de la operación en enero de 2009. Petrobras con-
solida proporcionalmente los estados contables de los activos de refino de RPI en fun-
ción del control compartido en partes iguales con Braskem y Ultrapar.
El 21 de octubre de 2008, el Consejo de Administración de RPI aprobó la alteración
de su denominación social para Refinaria de Petróleo Riograndense S.A.

g. Acuerdo de inversión de Braskem
El 30 de noviembre de 2007, se celebró el acuerdo de inversiones entre Braskem,
Odebrecht, Petrobras, Petroquisa y Norquisa, por medio del cual se acordó la integra-
ción en Braskem de activos petroquímicos poseídos por Petrobras y Petroquisa, lo que
permitiría conjuntamente a Petrobras y Petroquisa aumentar su participación en el
capital votante de Braskem al 30% y al 25% del capital total.
Los activos petroquímicos envueltos en la operación fueron: (i) el 37,3% del capital
votante y total de Copesul; (ii) el 40% del capital votante y total de Ipiranga Petroquímica
S.A. (IPQ), subsidiária integral de Ipiranga Química (IQ); (iii) el 40% del capital votante y
total de IQ; (iv) hasta el 100% del capital votante y total de Petroquímica Triunfo (Triun-
fo); y (v) el 40% del capital votante y total de Petroquímica Paulínia (PPSA).
El 14 de mayo de 2008 se firmó el Aditivo al Acuerdo de Inversiones dividiendo la
operación de integración en dos etapas. La primera etapa se realizó el 30 de mayo de
2008, en donde Petrobras y Petroquisa integraron en Braskem sus participaciones del
36,5% en Copesul, del 40% en IQ y del 40% en PPSA, pasando a controlar el 30% del
capital votante y el 23,1% del capital total de Braskem.
Con la implantación de la primera fase, Petrobras, Petroquisa, Odebrecht y Norqui-

99


sa, con la intervención de Braskem, el 30 de mayo de 2008, firmaron el nuevo acuerdo
de accionistas de Braskem, ampliando los estándares de gobierno corporativo y posi-
bilitando una mayor participación de Petrobras en el proceso de decisión, siendo que
Petrobras pasó a indicar 3 consejeros para el Consejo de Administración así como
representantes para todos los comités de asesoría al Consejo.
Dando continuidad al proceso de integración de los activos, el 11 de septiembre
de 2008, IPQ incorporó el 100% del capital total de Copesul y el 30 de septiembre
Braskem incorporó el 100% del capital total de IPQ y de PPSA, que pasaron a ser
unidades operativas.
En la segunda etapa, Petrobras y Petroquisa tendrán la opción de integrar en Bras-
kem hasta el 100% del capital votante y total de Triunfo. Caso la aportación no se rea-
lice, Petrobras y Petroquisa podrán aportar efectivo equivalente al valor económico
de este activo, aumentando la participación conjunta de Petrobras y Petroquisa en el
capital total de Braskem, conforme se establece en el Acuerdo de Inversiones.
La operación prevista en el Acuerdo de Inversiones fue aprobada el 09 de julio de
2008, por el CADE.
El 22 de diciembre de 2008 Braskem canceló acciones en tesorería, correspon-
dientes a 6.251.744 acciones ON, 10.389.665 acciones PNA y 209.248 acciones PNB,
pasando Petroquisa a controlar el 31,0 % del capital votante y el 23,8 % del capital
social total de Braskem.

h. Adquisición de Suzano Petroquímica S.A.
El 30 de noviembre de 2007, se concluyó la adquisición del control accionario de Su-
zano Petroquímica S.A. (SZPQ) debido a la adquisición de Pramoa Participações S.A.
(Pramoa) y su controlada Dapean Participações S.A. (Dapean), equivalente al 99,9% de
las acciones ordinarias y del 76,57% del capital total de SZPQ.
El pago por parte de Petrobras a los accionistas vendedores fue por un monto glo-
bal de R$ 2.100.402, que corresponde a R$ 13,27 por acción ordinaria y R$ 10,61 por
acción preferida.
El 24 de marzo de 2008 Pramoa fue incorporada por Petrobras después de aproba-
ción en AGE.
El 28 de diciembre de 2007, se registró ante la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM)
un pedido de registro y oferta pública de acciones (OPA) para la adquisición de las accio-
nes ordinarias y preferidas de emisión de SZPQ de propiedad de sus demás accionistas
por los valores de R$ 13,27 por acción ordinaria y R$ 10,61 por acción preferida.
El 30 de abril de 2008, la CVM aprobó el registro de la OPA para adquisición de las
acciones SZPQ, condicionado a ajustes, que fueron acatados por parte de Petrobras,
incluso actualización de los valores de la oferta.
El 12 de mayo de 2008, Petrobras publicó el Instrumento de Oferta Pública de Acciones
(Pliego de condiciones). En la misma fecha, comenzó el período para habilitación y adhe-
sión a la OPA por parte de los minoritarios, período que concluyó el 19 de junio de 2008.



El 20 de junio de 2008, se realizó la subasta de la OPA de Suzano Petroquímica en
la cual Quattor Participações S.A. adquirió (i) 102.906 acciones ordinarias (el 92,7% de
adhesión) por el precio de R$ 14,08 por acción ordinaria; y (ii) 50.147.172 acciones prefe-
ridas (el 94,6% de adhesión) por el precio de R$ 11,26 por acción preferida.
El 30 de junio de 2008, Suzano Petroquímica S.A. alteró su denominación social
para Quattor Petroquímica S.A.

i. Acuerdo de Inversión con Unipar
El 30 de noviembre de 2007 se realizó un Acuerdo de Inversiones entre Petrobras, Pe-
troquisa y Unipar, donde se definieron, entre otras, las etapas de estructuración para
creación de una compañía integrada en la proporción del 60% Unipar y el 40% Petro-
bras y Petroquisa. El objetivo de creación de la Sociedad Petroquímica fue integrar en
ella sus activos dedicados a la producción de resinas termoplásticas, petroquímicos
básicos y actividades relacionadas, con el objetivo de alcanzar escala mundial de pro-
ducción y alta competitividad.
Los activos petroquímicos con que Petrobras y Petroquisa contribuyeron para
la formación de la Sociedad Petroquímica, denominados “Activos Petrobras” fueron:
(i) el 99,9% del capital votante y el 76,57% del capital total de Suzano Petroquímica S.A.
(SZPQ); y (ii) el 17,48% del capital votante y el 17,44% del capital total de titularidad de
Petroquisa en Petroquímica União S.A. (PQU).
De la misma forma, Unipar contribuiría con los “Activos Unipar”, a saber: (i) el
33,3% del capital votante y total de Rio Polímeros S.A. (Riopol); (ii) el 54,96% del capital
votante y el 51,35% del capital total de PQU; (iii) el 99,99% del capital votante y total de
Polietilenos União S.A. (PU); (iv) todos los bienes, derechos y obligaciones relacionados
con la operación de Unipar Divisão Química (UDQ); y (v) el monto, en efectivo, de
R$ 380.000, correspondiente al valor del precio a pagar por: (a) la totalidad de la parti-
cipación del 16,67% del capital total en poder de Petroquisa en Riopol; y el 15,98% de la
participación de SZPQ en Riopol, por el precio cierto y ajustado de R$ 0,9152 por acción.
El 14 de febrero de 2008, los accionistas de Dapean Participações S.A. (Dapean)
deliberaron a favor del rescate de la totalidad de las acciones preferidas clase A de la
Compañía, mediante la consecuente reducción de su capital social de R$ 495.000.
El 11 de junio de 2008, Petroquisa integró su participación en PQU evaluada en
R$ 152.927 en Dapean, subscribiendo 19.315.055 ONs y 10.060.727 PNRBs. Las acciones
PNRBs se rescataron en el mismo día por el valor de R$ 52.375 y la participación en
el capital social de Dapean pasó a ser distribuida entre Petrobras y Petroquisa en la
proporción del 79,8% y el 20,2% respectivamente.
En la misma fecha, las partes igualaron sus participaciones en Rio Polímeros con-
forme nota explicativa 13.8.k (Enajenación de parte de las acciones de emisión de Rio
Polímeros S.A.).
Posteriormente, Dapean incorporó Fasciatus Participações S.A., sociedad de pro-
pósito específico que reunió los “Activos Unipar”, pasando así a concentrar todos los

101


“Activos Petrobras y Unipar” en Dapean. Esta incorporación se realizó a valor conta-
ble y la relación de cambio establecida por los valores económicos de los activos. La
operación generó resultado no operativo de R$ 326.082 (Controlante) y de R$ 408.796
(Consolidado) referente a la ganancia por variación en el porcentaje de participación
societaria, en función de las nuevas prácticas contables, estos valores se reclasificaron
para resultado de participaciones en inversiones.
En el mismo acto societario de esta incorporación, Dapean tuvo su denominación
social alterada para Quattor Participações S.A. (Quattor) y pasó a ser controlada por
Unipar, con el 60% del capital votante y total de la sociedad. La participación del Sis-
tema Petrobras en Quattor pasó a ser del 40% del capital votante y total, distribuidos
entre Petrobras y Petroquisa en el 31,9% y el 8,1%, respectivamente.
La operación fue aprobada sin restricciones el día 09 de julio de 2008 por el CADE.
El 1º de agosto de 2008, Quattor concluyó la adquisición de (i) 1.670.279 acciones
ordinarias y 876.216 acciones preferidas de PQU de propiedad de la Companhia Brasi-
leira de Estireno S.A., al precio de R$ 15,2741 por acción, y (ii) 1.489.109 acciones ordi-
narias y 1.314.256 acciones preferidas de PQU de propiedad de Oxiteno S.A. - Indústria
e Comércio, al precio de R$ 17,1834 por acción ordinaria y de R$ 15,2741 por acción
preferida. Siendo así, Quattor pasó a controlar directa e indirectamente el 86,91% del
capital votante y el 82,31% del capital total de PQU. En la misma fecha se rescindió el
acuerdo de accionistas de PQU.
El 02 de diciembre de 2008, Quattor Participações realizó la OPA de PQU con el
objetivo de cancelar el registro de compañía abierta de la empresa en que realiza inver-
sión. En el proceso se adquirieron 6.536.039 acciones ordinarias y 11.176.718 acciones
preferidas por el valor total de R$ 272.600 y, considerando que fueron atendidas las
condiciones previstas por la CVM, se canceló el registro de compañía abierta de la
empresa el día 16 del mismo mes.
El 16 de diciembre de 2008, Quattor Participações realizó la OPA de Quattor Pe-
troquímica con el objetivo de no seguir las Prácticas de Gobierno Corporativo Nivel
2 de Bovespa en la empresa. En esta subasta se adquirieron 407 acciones ordinarias y
1.308.386 acciones preferidas por el valor total de R$ 11.962. Al día siguiente, Quattor
Petroquímica dejó de seguir las prácticas de Gobierno Corporativo Nivel 2, aunque
continúa con su registro de compañía abierta con acciones cotizadas en Bovespa.
El 31 de diciembre de 2008, la composición accionaria de los activos controlados
por Quattor Participações era de: el 75% del capital total de RioPol, el 99,3% del capital
total de Quattor Petroquímica, el 100% del capital total de PQU, el 99,9% del capital
total de PU, y todos sus bienes, derechos y obligaciones que se relacionan con la ope-
ración de UDQ.

j. Venta de participación accionaria de la empresa Petroquímica Cuyo S.A.I.C.
El 02 de enero de 2008, Petrobras Energia S.A. (Pesa) vendió su participación acciona-
ria en la empresa argentina Petroquímica Cuyo S.A.I.C. por el monto de R$ 56.682.



k. Enajenación de parte de las acciones de emisión de Rio Polímeros S.A
El 07 de enero de 2008, el Consejo de Administración de SZPQ, aprobó la enajenación
de parte de las acciones poseidas, de emisión de Rio Polímeros S.A. (Riopol), corres-
pondiente al 24,31% del capital social, permaneciendo con una participación del 9,02%
del capital social. El derecho de preferencia sobre esas acciones, previsto en el acuerdo
de accionistas, fue ejercido parcialmente y de forma no proporcional: (i) el 15,98% del
capital social fue adquirido por Unipar a través de su sociedad de propósito especí-
fico Fasciatus Participações S.A. (Fasciatus); (ii) el 8,33% por BNDES Participações y
(iii) ninguna acción en poder de la Compañía fue adquirida por Petroquisa.
El 11 de junio de 2008, parte de las acciones en poder de SZPQ, representativas del
24,31% del capital social de RioPol, fueron enajenadas por el valor de R$ 283.010 para
Fasciatus y el BNDES.
En la misma fecha, Petroquisa enajenó su participación del 16,67% del capital so-
cial de la Compañía por el valor de R$ 194.007 en favor de Fasciatus.

l. Refinaria Abreu Lima
La Refinaria Abreu e Lima S.A. fue constituida el 07 de marzo de 2008 como una so-
ciedad anónima de capital cerrado. La Compañía tiene sede en el Complejo Industrial
Portuario de SUAPE, en el municipio de Ipojuca, Estado de Pernambuco y su objetivo
es la construcción y operación de una Refinería de Petróleo, así como la refinación,
procesamiento, comercialización, importación, exportación y transporte de petróleo
y sus derivados, relacionados y biocombustibles.
El inicio de las operaciones está previsto para el segundo semestre de 2010, alcan-
zando carga plena en 2011, la Refinaria Abreu e Lima demandará una inversión de
US$ 4.05 mil millones y tendrá capacidad para procesar 200 mil barriles de petróleo
por día. Casi el 65% del volumen procesado será de diesel, el derivado de mayor consu-
mo en el país. También se producirá gas de cocina (GLP), nafta petroquímica y coque
- combustible sólido con aplicación en siderúrgicas, fábricas de cemento, térmicas e
industria del aluminio.
El proyecto de la refinería es especialmente avanzado en lo que se refiere a tecnolo-
gía. La unidad será la primera que procese el 100% de petróleo pesado. Además, tendrá
capacidad para producir derivados con bajo tenor de azufre. La Refinaria Abreu e Lima
comenzará sus operaciones produciendo diesel con 50 ppm (partes por millón) de azufre
y puede llegar a producir diesel con 10 ppm de azufre, el estándar europeo actual.

m. Adquisición de acciones de Termobahia
El 3 de abril de 2008, Petrobras concluyó la operación de adquisición por R$ 9.363, de la tota-
lidad de las acciones de emisión de Termobahia S.A., en poder de Blade Securities Limited.
Blade es una Sociedad de Propósito Específico, con sede en Irlanda, que por medio
de una estructuración financiera, acordada con el Banco Interamericano de Desarro-
llo - BID, poseía acciones de Termobahia.

103


Con el pre-pago al BID, cesaron todas las obligaciones y restricciones derivadas de
esta financiación, eliminándose la barrera al aumento de la participación accionaria
de Petrobras en Termobahia.

n. Petrobras Biocombustível S.A.
Con la creación de la subsidiaria Petrobras Biocombustível S.A., el 16 de junio de 2008,
Petrobras aprovecha la oportunidad empresarial derivada del aumento de la demanda
mundial de biocombustibles y, también, fortalece su posición de empresa comprometida
con el medio ambiente y con el desarrollo social. Además de contribuir para la reduc-
ción del calentamiento global, los biocombustibles permiten la generación de empleo e
ingresos en el campo, con la utilización de agricultura familiar en la producción de las
materias primas.

uSINAS dE BIOdIESEL
El 29 de julio de 2008, se inauguró en Candéias (Estado de Bahia) la primera usina de pro-
ducción comercial de biodiesel de Petrobras. La usina de Quixadá (Estado de Ceará) se
inauguró el 20 de agosto de 2008 y en enero de 2009 la Usina de Montes Claros (Estado de
Minas Gerais) comenzará su producción. Las tres usinas tienen la misma capacidad de
producción, ascendiendo a 170 millones de litros al año. En 2008, las usinas inauguradas
fueron operadas por Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, mientras Petrobras Biocombus-
tível S/A aguardaba definiciones relacionadas a cuestiones regulatorias que envuelven la
autorización para producir, expedidas por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural
y Biocombustibles - ANP. La autorización fue concedida el 08 de enero de 2009.
Las implantaciones de las tres usinas están acompañadas de un programa para
el desarrollo del mercado agrícola regional que suministrará la materia prima para la
producción de biodiesel. De esa forma, habrá un aumento de la generación de empleo
e ingresos, observándose siempre la sustentabilidad empresarial social y ambiental. La
empresa sigue las premisas del Programa Nacional de Producción y Uso de Biodiesel y
está comprometida en la obtención del Sello Combustible, ya conquistado por las Usinas
de Candeias y Quixadá y en fase final de obtención por la Usina de Montes Claros.
Petrobras Biocombustível entregará en el primer trimestre de 2009 el volumen nego-
ciado en la 12ª. Subasta de la ANP, ascendiendo a 14,5 millones de litros, por medio de las
tres usinas de biodiesel.

CONVENIO INtERNACIONAL PARA EL FOmENtO
dEL dESARROLLO dE LA AGRICuLtuRA FAmILIAR
Petrobras Biocombustível, GTZ - Cooperación Técnica Alemana - y la Empresa de Asis-
tencia Técnica y Extensión Rural del Estado de Ceará (Ematerce) han firmado un conve-
nio que ampliará la prestación de servicios de asistencia técnica a los agricultores fami-
liares que suministran materia prima para la Usina de Quixadá en el Estado de Ceará.



Esta alianza aumentará el trabajo de apoyo a la organización social y el fortaleci-
miento de la agricultura familiar en el Estado de Ceará, de forma sustentable. En total,
serán 47 técnicos y consultores, suministrados por los tres aliados, que actuarán en el
desarrollo de las actividades previstas por este convenio para un período de dos años,
beneficiando a casi ocho mil agricultores familiares de la zona del Sertão Central de el
Estado de Ceará, de la región de Quixadá.
GTZ - empresa pública de derecho privado alemana que administra proyectos
de cooperación técnica en alianzas con instituciones públicas y privadas en diver-
sas partes del mundo, contribuirá con su experiencia en actividades de apoyo a la
agricultura familiar.

COmPLEjOS BIOENERGétICOS
Comenzaron las acciones para transferencia de participación accionaria de Petróleo
Brasileiro S.A. - Petrobras en la empresa Participações em Complexos Bioenergéticos
S.A. - PCBIOS para Petrobras Biocombustível S.A.
PCBIOS es una sociedad por acciones de capital cerrado, constituida de acuerdo
con las normas legales en vigor en Brasil, formada por Petrobras y Mitsui & Co. con el
50% de participación accionaria cada una, cuyo objetivo es la participación en Com-
plejos Bioenergéticos, en calidad de accionista, o en cualquier otra sociedad o proyecto
en Brasil, especialmente para la inversión en sociedades constituidas para el desarro-
llo de proyectos de bioenergía.

o. Transferencia de acciones de empresas de energía
El 31 de julio de 2008, las participaciones accionarias en empresas de energía de pro-
piedad de Petrobras Distribuidora se transfirieron para Petrobras, por medio de una
operación de compra y venta de acciones que totalizó R$ 183.509 mil.

105


14 BIENES dE uSO

14.1 POR ÁREA dE NEGOCIO (1)
CONSOLIdAdO

2008 2007

COStO dEPRECIACIóN ACumuLAdA NEtO NEtO

Explotación y producción 156.116.886 (53.827.228) 102.289.658 76.611.403
Abastecimiento 54.892.255 (19.047.308) 35.844.947 25.225.884
Distribución 5.528.182 (2.335.619) 3.192.563 2.793.450
Gas y energía 32.252.362 (5.227.836) 27.024.526 20.751.962
Internacional 32.809.495 (12.725.364) 20.084.131 12.664.055
Corporativo 3.267.401 (949.059) 2.318.342 1.893.972
284.866.581 (94.112.414) 190.754.167 139.940.726

(1) Incluye bienes originados en contratos que transfieran los beneficios, riesgos y controles, conforme detallado a continuación:


2008 2008
dEPRECIACIóN dEPRECIACIóN
COStO NEtO COStO NEtO
ACumuLAdA ACumuLAdA
Explotación y producción 2.157.354 (985.931) 1.171.423 17.936.097 (5.922.710) 12.013.387
Abastecimiento 486.874 (146.602) 340.272
Distribución 80.648 (6.602) 74.046
Gas y energía 5.994.449 (590.284) 5.404.165
2.724.876 (1.139.135) 1.585.741 23.930.546 (6.512.994) 17.417.552



CONtROLANtE

2008 2007

COStO dEPRECIACIóN ACumuLAdA NEtO NEtO

126.874.063 (48.605.500) 78.268.563 53.091.343
44.385.083 (16.362.611) 28.022.472 19.442.052

11.634.375 (1.326.572) 10.307.803 2.916.141
19.688 (9.620) 10.068 9.219
3.546.819 (948.633) 2.598.186 1.793.389
186.460.028 (67.252.936) 119.207.092 77.252.144

107


14.2 POR tIPO dE ACtIVOS
CONSOLIdAdO
tIEmPO dE
VIdA útIL 2008 2007
EStImAdO
EN AñOS dEPRECIACIóN
COStO NEtO NEtO
ACumuLAdA
Edificaciones y mejoras 25 a 40 9.382.619 (3.115.564) 6.267.055 3.800.350
Equipos y otros bienes 3 a 30 119.999.208 (55.854.051) 64.145.157 49.414.524
Terrenos 1.138.720 1.138.720 854.848
Materiales 6.034.143 6.034.143 4.247.098
Adelantos a proveedores 5.189.735 5.189.735 2.624.093
Proyectos de expansión 59.238.898 59.238.898 39.964.366
Gastos de explotación y desarrollo de la
83.883.258 (35.142.799) 48.740.459 39.035.447
producción de petróleo y gas (E&P)
284.866.581 (94.112.414) 190.754.167 139.940.726



CONtROLANtE

2008 2007
dEPRECIACIóN
COStO NEtO NEtO
ACumuLAdA
5.318.060 (1.586.522) 3.731.538 2.227.198
70.946.795 (36.824.272) 34.122.523 14.220.645
478.350 478.350 387.240
4.579.142 4.579.142 3.608.233
1.602.179 1.602.179 786.240
36.977.682 36.977.682 23.684.627

66.557.820 (28.842.142) 37.715.678 32.337.961

186.460.028 (67.252.936) 119.207.092 77.252.144

109


14.3 GAStOS dE EXPLOtACIóN y dESARROLLO
dE LA PROduCCIóN dE PEtRóLEO y GAS


2008 2007 2008 2007

Gastos capitalizados 83.883.258 69.440.022 66.557.820 58.369.377
Depreciación acumulada (34.081.244) (29.792.677) (27.885.150) (25.481.760)
Amortización de gastos con abandono (1.061.555) (611.898) (956.992) (549.656)
Inversión neta 48.740.459 39.035.447 37.715.678 32.337.961

En el ejercicio de 2008, la Compañía revisó, de acuerdo con la práctica contable que se des-
cribe en la Nota 4.6, las estimativas de gastos para futuro abandono de pozos y desmante-
lamiento de área de producción de petróleo y gas, considerando la vida útil económica de
los campos y los flujos de efectivo esperados, a valor presente, por una tasa de interés libre
de riesgos, ajustada por el riesgo de Petrobras. Tal revisión resultó en una reducción en la
provisión de R$ 268.520 y en el rubro de inversiones de explotación de R$ 70.698. El efecto
neto de estos ajustes, sumado a los gastos habidos con el abandono de pozos en el ejercicio,
por un monto de R$ 254.992, resultó en el aumento del rubro de costos de explotación para
la extracción de petróleo y gas, por un monto de R$ 57.170.

14.4 dEPRECIACIóN
La depreciación del ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2008 y 2007 se presenta de
la siguiente forma:

2008 2007 2008 2007

Porción absorbida en los costos:
De bienes 5.730.051 5.213.856 3.877.298 1.997.067
De gastos de explotación y producción 3.614.225 3.180.201 2.456.143 2.561.313
Costo para abandono de pozos
491.300 303.284 491.086 286.082
capitalizados/provisionados
9.835.576 8.697.341 6.824.527 4.844.462
Porción registrada directamente en el resultado 1.003.399 1.096.558 571.486 507.228
10.838.975 9.793.899 7.396.013 5.351.690



14.5 REduCCIóN AL VALOR RECuPERABLE dE ACtIVOS
14.5.1 POR ÁREA dE NEGOCIO

2008 2008

ImpaIrment REVERSIóN tOtAL ImpaIrment REVERSIóN tOtAL

Explotación y producción 602.675 602.675 602.675 602.675
Internacional 330.413 330.413
total 933.088 933.088 602.675 602.675

14.5.2 POR tIPO dE ACtIVO

2008 2008

ImpaIrment REVERSIóN tOtAL ImpaIrment REVERSIóN tOtAL

Edificaciones y mejorías 3.832 3.832
Equipos y otros bienes 90.766 90.766 89.153 89.153
Gastos con explotación,
desarrollo y producción 838.490 838.490 513.522 513.522
de petróleo y gas
total 933.088 933.088 602.675 602.675

En la aplicación del test de reducción al valor recuperable de activos, el valor contable de
un activo o unidad generadora de efectivo se compara con su valor recuperable. El valor
recuperable es el mayor valor entre el valor neto de venta de un activo y su valor en uso.
Considerándose las particularidades de los activos de la Compañía, el valor recuperable
utilizado para evaluación del test de reducción al valor recuperable es el valor en uso,
excepto cuando se indique específicamente.

111


Este valor de uso se estima con base en el valor presente de flujos de efectivo futuro,
resultado de las mejores expectativas de la Compañía. Los flujos de efectivo, provenientes
del uso continuo de los activos relacionados, se ajustan por los riesgos específicos y se
utilizan a la tasa de descuento pre-impuesto. Esta tasa deriva de la tasa post-impuesto
estructurada en el Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC). Las principales premi-
sas de los flujos de efectivo son: precios basados en el último plan estratégico divulgado,
curvas de producción asociadas a los proyectos existentes en la cartera de la Compañía,
costos operativos de mercado e inversiones necesarias para realización de los proyectos.

EXPLOtACIóN y PROduCCIóN
Los activos se agruparon en unidades generadoras de efectivo para identificación de po-
sibles pérdidas por desvalorización de activos. Cada campo corresponde a una unidad
generadora de efectivo.
Durante 2008, el segmento de Explotación y Producción registró gastos con provisión
para pérdida por desvalorización de activos por un monto de R$ 602.675.
La pérdida fue principalmente relacionada a los activos en produción en Brasil. Du-
rante 2008, fueron dos los factores que influyeron negativamente sobre los resultados de
los campos: el precio del Brent del 31 de diciembre de 2008 y los costos operativos (equipos
y servicios) que no tuvieron una baja tan acentuada cuanto el precio del Brent. Esos dos
factores durante el análisis económico tuvieron efectos reductores que llevaron a la cons-
titución de provisión para pérdida por desvalorización en algunos campos.

INtERNACIONAL
En el ejercicio de 2008 se reconocieron pérdidas por desvalorización de activos en el seg-
mento internacional por un monto de R$ 330.413, verificadas, principalmente, sobre los
gastos de explotación del campo Cottonwood, en Estados Unidos (R$ 307.784), debido a los
bajos precios proyectados del petróleo y de las altas tasas practicadas, reflejos del nuevo
escenario económico mundial.

ABAStECImIENtO, GAS y ENERGíA y dIStRIBuCIóN
No hubo pérdidas por desvalorización de activos en 2008.



14.6 ACCIONES judICIALES EN EL EXtERIOR
a. En Estados Unidos - P-19 y P-31
El 25 de julio de 2002, Braspetro Oil Service Company (Brasoil) y Petrobras vencieron
en primera instancia en la justicia norteamericana, los procesos vinculados inter-
puestos por las empresas de seguros United States Fidelity & Guaranty Company y
American Home Assurance Company desde 1997. Por decisión judicial de la Corte
Federal del Distrito Sur de Nueva York ha sido reconocido el derecho de Brasoil y Pe-
trobras al cobro de daños y perjuicios por un valor de US$ 237 millones, más interés
y reembolsos de las costas judiciales en la fecha del pago efectivo referentes al “per-
formance bond”, ascendiendo a cerca de US$ 370 millones. El recurso de apelación
interpuesto por las aseguradoras retiró, no obstante, la obligación de las asegurado-
ras al pago de la multa, honorarios de abogados y costos, reduciendo así el valor de la
indemnización para US$ 245 millones.
El día 21 de julio de 2006 la justicia norteamericana emitió una decisión ejecutiva,
condicionando el pago de los valores debidos a Brasoil a la conclusión definitiva de las
acciones con objeto idéntico que se tramitan en la Justicia Brasileña, lo que ya está
siendo realizado por las partes.

b. En Londres - P-36
En relación al hundimiento, en 2001, de la Plataforma P-36, en los contratos relaciona-
dos con la construcción de la Plataforma, Brasoil y Petrobras se obligaron a depositar
la indemnización del seguro de la plataforma, en caso de siniestro, a favor de un Agen-
te de las Garantías (Security Agent), para pagar a los acreedores, según un mecanismo
ajustado contractualmente. Está en curso ante los Tribunales en Londres el proceso
judicial presentado por empresas que se consideran acreedoras de parte de esos pagos
que Brasoil y Petrobras entienden que es un derecho que les pertenece.
En la fase actual del litigio, Petromec, parte contractual envuelta, registró, el 29
de septiembre de 2008 un pleito contra Brasoil y Petrobras por el monto de US$ 154
millones más interés. La defensa de Brasoil y Petrobras debe presentarse en mayo de
2009. El juicio del pleito de Petromec sucederá en 2010.

c. Otras acciones de resarcimiento
En la construcción/conversión de buques en unidades productoras y de transporte
de flujo de producción, tipo FPSO y FSO, Brasoil se aportaron recursos financieros
del orden de US$ 624 millones, equivalentes a R$ 1.460.583 al 31 de diciembre de
2008 (R$ 1.092.067 al 31 de diciembre de 2007) directamente a sus proveedores y sub-
contratados con la intención de evitar atrasos en las construcciones/conversiones y,
consecuentemente, pérdidas para Brasoil.

113


Basado en opiniones de los asesores jurídicos de Brasoil, estos gastos pueden re-
cuperarse de los constructores, motivo por el cual se iniciaron acciones judiciales
para obtener el reembolso financiero en cortes internacionales. Sin embargo, conser-
vadoramente, se ha provisionado como crédito de liquidación dudosa la porción del
saldo no cubierto por garantías reales que asciende a US$ 553 millones, equivalentes
a R$ 1.292.223 al 31 de diciembre de 2008 (R$ 964.460 al 31 de diciembre de 2007).

14.7 dEVOLuCIóN A LA ANP dE ÁREAS EN
LA FASE dE EXPLOtACIóN
Durante el ejercicio de 2008, Petrobras devolvió a la Agencia Nacional del Petróleo, Gas
Natural y Biocombustibles - ANP los derechos sobre:
› Las concesiones de explotación de la Cuenca Potiguar Terra: BT-POT-35 (bloque POT-
T-791), BT-POT-45 (bloques POT-T-225 y POT-T-241), BT-POT-50 (bloques POT-T-441 y
POT-T-442), BT-POT-44 (bloque POT-T-196), BT-POT-62 (bloque POT-T-662), BT-POT-39A
(bloque POT-T-881) y BT-POT-42 (bloque POT-T-575) - devolución total de los bloques;
› Las concesiones de explotación de la Cuenca de Recôncavo Terra: BT-REC-19 (bloque REC-
T-205), BT-REC-29 (bloque REC-T-250) y BT-REC-4 - devolución total de los bloques;
› Las concesiones de explotación de la Cuenca Sergipe Terra: BT-SEAL-4 (bloques SEAL-T-
341 y SEAL-T-356) y BT-SEAL-12 (bloque SEAL-T-367) - devolución total de los bloques;
› Las concesiones de explotación de la Cuenca Foz del Amazonas: BM-FZA-4 (bloques FZA-
M-183, FZA-M-216, FZA-M-251, FZA-M-253, FZA-M-254, FZA-M-286, FZA-M-287, FZA-
M-288 y FZA-M-320) y BM-FZA-5 (bloque FZA-M-321) - devolución total de los bloques;
› Las concesiones de explotación de la Cuenca de Campos Mar: BM-C-28 (bloques C-M-
231, C-M-265, C-M-298, C-M-332 y C-M-334) y BM-C-26 (bloque C-M-58) - devolución
total de los bloques;
› Las concesiones de explotación de la Cuenca de Santos: BM-S-41 (bloque S-M-1478), BM-
S-42 (bloque S-M-166) y BM-S-36 (bloque S-M-557) - devolución total de los bloques.

14.8 dEVOLuCIóN A LA ANP dE CAmPOS EN FASE dE
PROduCCIóN OPERAdOS POR PEtROBRAS
Durante el ejercicio de 2008, Petrobras formalizó a la Agencia Nacional del Petróleo, Gas
Natural y Biocombustibles - ANP la decisión de Término Anticipado de los Contratos de
Concesión relativos a los campos:
› Lagoa Verde, Paramirim do Vencimento y Fazenda Sori - localizados en el Estado de Bahia;
› Rio Ibiribas y Rio Doce - localizados en el Estado de Espírito Santo.



14.9 PARtICIPACIóN EN LA 10ª LICItACIóN dE BLOquES
dE EXPLOtACIóN dE LA ANP
En diciembre de 2008, Petrobras adquirió veintisiete nuevos bloques de explotaciónes, de
los ciento treinta licitados en la 10ª Ronda de Licitaciones promovida por la Agencia Na-
cional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles - ANP.
Petrobras adquirió diecisiete bloques con exclusividad y otros diez en consorcio con
otras empresas, siendo operadora en cinco de ellos.
Los bonos ofrecidos por Petrobras y sus aliados totalizaron R$ 56.677, quedando la
parte de la Compañía en R$ 39.978.

15 INtANGIBLE
15.1 POR ÁREA dE NEGOCIO

2008 2007 2008 2007
AmORtIzACIóN AmORtIzACIóN
COStO NEtO NEtO COStO NEtO NEtO
ACumuLAdA ACumuLAdA
Explotación y
1.974.682 (181.966) 1.792.716 1.741.589 1.974.183 (181.806) 1.792.377 1.741.222
producción
Abastecimiento 297.184 (104.606) 192.578 222.231 226.047 (67.981) 158.066 141.607
Distribución 908.655 (216.406) 692.249 108.307 472.983 (47.945) 425.038
Gas y energía 377.985 (42.913) 335.072 108.302 280.689 (28.259) 252.430 94.435
Internacional 5.505.695 (1.638.731) 3.866.964 2.277.776 56.420 (10.657) 45.763 34.499
Corporativo 1.984.704 (861.070) 1.123.634 1.073.848 1.963.485 (855.443) 1.108.042 1.062.914
11.048.905 (3.045.692) 8.003.213 5.532.053 4.973.807 (1.192.091) 3.781.716 3.074.677

115


15.2 POR tIPO dE ACtIVOS
CONSOLIdAdO

SOFtwARE PLuSVALíA CON
EXPECtAtIVA dE
dEREChOS
dESARROLLAdO RENtABILIdAd tOtAL
y CONCESIONES AdquIRIdO
INtERNAmENtE FutuRA
(goodwIll)
Saldo al 31 de diciembre de 2006 4.108.633 440.608 1.102.405 5.651.646
Adición 451.431 103.361 331.321 886.113
Baja (93.978) (768) (476) (95.222)
Transferencias (29.771) 78.884 47.340 96.453
Amortización (125.602) (91.150) (243.631) (460.383)
Impairment - constitución
Ajuste acumulado de conversión (481.842) (64.712) (546.554)
Saldo al 31 de diciembre de 2007 3.828.871 466.223 1.236.959 5.532.053
Adición 1.102.797 154.864 398.416 27.158 1.683.235
Baja (87.772) (74.426) (473) (9.438) (172.109)
Transferencias 8.886 (25.257) (5.764) 1.221.814 1.199.679
Amortización (196.263) (131.053) (278.864) (118.257) (724.437)
Impairment - constitución (384.431) (384.431)
Ajuste acumulado de conversión 630.059 43.639 195.525 869.223
Saldo al 31 de diciembre de 2008 5.286.578 433.990 1.350.274 932.371 8.003.213
tiempo de vida útil estimado - años 25 5 5 Indefinida



CONtROLANtE

SOFtwARE
PLuSVALíA CON EXPECtAtIVA
dEREChOS
dESARROLLAdO dE RENtABILIdAd FutuRA tOtAL
y CONCESIONES AdquIRIdO
INtERNAmENtE (goodwIll)

1.438.634 243.437 1.096.702 2.778.773
224.220 13.126 321.939 559.285
(4.962) (476) (5.438)
24 47.340 47.364
(2.260) (59.416) (243.633) (305.309)

1.655.632 197.171 1.221.872 3.074.675
98.927 80.951 389.542 27.158 596.578
(43.858) (86) (473) (44.417)
(640) (8.968) (450) 553.853 543.795
(2.200) (75.309) (278.864) (32.542) (388.915)

1.707.861 193.759 1.331.627 548.469 3.781.716
25 5 5 Indefinida

15.3 ImpaIrment dE LA PLuSVALíA CON EXPECtAtIVA
dE RENtABILIdAd FutuRA (goodwIll)
Petrobras América Inc., controlada indirecta de Petrobras, registró en 2008 una pérdida
por desvalorización de la plusvalía pagada en la adquisición de las empresas Pasadena
Refining System, Inc. y Pasadena Trading Company por el valor de R$ 384.431. Los factores
que determinaron el cálculo fueron:

a. declinación constante y significativa del petróleo bruto y precio de los productos en
los últimos doce meses,

b. disminución de la refinación y margen bruto del mercado mayorista, y

c. disminución de la demanda de productos refinados.

117


16 FINANCIACIONES
CONSOLIdAdO

CORRIENtE

2008 2007

En el exterior
Instituciones financieras 8.216.007 4.175.723
Obrigaciónes al portador - "Notes", “Global Notes” y “Global step-up Notes” 740.483 784.182
Trust Certificates - “Senior/Junior” 159.719 122.241
Proveedores 597 279
Otros 252.749 3.565
Subtotal 9.369.555 5.085.990
En el País
Notas de Crédito a la Exportación 578.559
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES 1.137.540 1.714.283
Debentures 328.590 321.671
FINAME - vinculados a la construcción del Gasoducto Bolivia-Brasil 99.475 76.738
Cédula de Crédito Bancario 11.735
Adelanto sobre contrato de cambio (ACC) 1.614.543
Otros 134.470 1.302.548
Subtotal 3.904.912 3.415.240
13.274.467 8.501.230
Interés sobre financiaciones (823.330) (647.449)
Principal 12.451.137 7.853.781
Porción corriente de las financiaciones en el pasivo no corriente (8.541.232) (3.588.684)
total de las financiaciones a corto plazo 3.909.905 4.265.097




NO CORRIENtE CORRIENtE NO CORRIENtE

2008 2007 2008 2007 2008 2007

17.144.130 11.344.416 423.041 463.682 1.186.744 1.126.410
12.989.912 9.201.691
762.432 705.686
20.310
233.700
31.130.174 21.272.103 423.041 463.682 1.186.744 1.126.410

3.367.472 513.514 578.559 3.367.472 513.514
7.642.362 3.832.157
3.740.615 3.635.062 175.858 165.562 3.056.412 2.880.014
244.967 262.508 96.427 73.800 240.002 254.669
3.605.934 11.735 3.605.934
1.179.159
317.917 291.245 41.377 45.474 37.381
18.919.267 8.534.486 2.083.115 284.836 10.269.820 3.685.578
50.049.441 29.806.589 2.506.156 748.518 11.456.564 4.811.988
(229.334) (122.596)
2.276.822 625.922
(1.108.321) (625.922)
1.168.501

119


16.1 VENCImIENtOS dEL PRINCIPAL E INtERéS dE LAS
FINANCIACIONES EN EL PASIVO NO CORRIENtE

2008


2010 7.431.453 2.652.073
2011 11.052.920 6.605.612
2012 5.720.413 1.896.249
2013 3.477.626 196.672
2014 en adelante 22.367.029 105.958
total 50.049.441 11.456.564

16.2 tASA dE INtERéS dE LAS FINANCIACIONES
EN EL PASIVO NO CORRIENtE


2008 2007 2008 2007

En el exterior
Hasta el 6% 21.952.589 8.451.249 924.473 667.088
Del 6 al 8% 5.361.720 8.736.284 262.271 459.322
Del 8 al 10% 3.207.172 3.586.745
Del 10 al 12% 245.882 119.706
Más del 12% 362.811 378.119
31.130.174 21.272.103 1.186.744 1.126.410
En el País
Hasta el 6% 2.630.226 3.064.816 240.002 37.681
Del 6 al 8% 769.745 603.369
Del 8 al 10% 5.563.772 1.397.414 367.966 688.488
Del 10 al 12% 2.840.893 3.249.621 2.688.447 2.959.409
Más del 12% 7.114.631 219.266 6.973.405
18.919.267 8.534.486 10.269.820 3.685.578
50.049.441 29.806.589 11.456.564 4.811.988



16.3 SALdOS POR dIVISAS
EN EL PASIVO NO CORRIENtE


2008 2007 2008 2007
Dólar
30.516.815 21.316.838 1.043.814 1.040.497
estadounidense
Yen 3.211.342 892.679 382.237 338.564
Euro 109.031 125.924 695 2.018
Real 15.828.040 7.125.126 10.029.818 3.430.909
Otras 384.213 346.022
50.049.441 29.806.589 11.456.564 4.811.988

El valor justo estimado para los préstamos de largo plazo de la Controlante y del Con-
solidado, al 31 de diciembre de 2008, era, respectivamente, R$ 10.831.361 y R$ 47.016.130
calculado a tasas de mercado vigentes, considerando naturaleza, plazo y riesgos similares
de los contratos registrados y puede compararse con el valor contable de R$ 11.456.564 y
R$ 50.049.441.
Las operaciones de hedge, contratadas para cobertura de “Notes” emitidos en el exte-
rior en monedas extranjeras, se presentan en la Nota 29.

16.4 PRE-PAGO dE EXPORtACIONES
Petrobras y PFL mantienen contratos (“Master Export Contract” y “Prepayment
Agreement”) entre sí y también con una Sociedad de Propósito Específico, no relacionada
a Petrobras, denominada “PF Export Receivables Master Trust” (PF Export), referentes al
pre-pago de efectos a cobrar de exportación que serán generados por PFL, por intermedio
de ventas, en el mercado internacional, de petróleo combustible adquirido de Petrobras.
Al 31 de diciembre de 2008, el saldo del pre-pago de las exportaciones ascendía a
R$ 813.358 en el pasivo no corriente (R$ 705.686 al 31 de diciembre de 2007) y R$ 176.336 en
el pasivo corriente (R$ 121.150 al 31 de diciembre de 2007).

121


16.5 CONtRAtACIóN dE FINANCIACIONES
A LAS EXPORtACIONES
El 17 y el 26 de marzo de 2008, Petrobras contrató financiación de R$ 750.000 y R$ 500.000
con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de Notas de
Crédito a la Exportación - NCE, cuya finalidad exclusiva es aumentar las exportaciones de
etanol, llevando en consideración las perspectivas de crecimiento de los negocios de bio-
combustibles de la Compañía. Esta operación se negoció con las condiciones siguientes:
› Plazo: 2 años y 3 años con liquidación de principal e interés al final;
› Tasa de interés: el 95% del CDI;
› Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades;
› Exención de IOF mediante comprobación de las operaciones de exportación;
› Dispensa de garantías.

El 04 y el 11 de abril de 2008, Petrobras contrató financiación de R$ 400.000 y R$ 1.600.000
con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de Notas de Cré-
dito a la Exportación - NCE, cuya finalidad es aumentar las exportaciones de petróleo y
derivados de la Compañía. Esta operación se liquidó anticipadamente el 23 de diciembre
de 2008, siendo recontratada por el mismo monto renegociado inicialmente, pero con las
condiciones siguientes:
› Plazo: Vencimiento del principal el 12 de enero de 2011 y vencimientos de las cuotas
de las cargas financieras semestralmente a partir del 12 de julio de 2009;
› Tasa de interés: el 108,20% del CDI + Flat Fee del 2% (pago el 09/01/2009);
› Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades;
› Exención de IOF mediante comprobación de las operaciones de exportación;
› Dispensa de garantías.

16.6 CONtRAtACIóN dE AdELANtO
dE CONtRAtO dE CAmBIO
El 23 de octubre de 2008, Petrobras negoció un Adelanto de Contrato de Cambio-ACC con
el Banco do Brasil por un monto de US$ 300.000 mil, equivalente a R$ 750.990 . Esa opera-
ción se negoció con las condiciones siguientes:
› Plazo: 179 días, con vencimiento el 20/04/2009;
› Tasa de interés: el 6,30% a.a. con pago el 20/04/2009;
› Exención de IOF e IR, siempre y cuando se realice la exportación.

El 03 de diciembre de 2008, Petrobras negoció un Adelanto de Contrato de Cambio-ACC
con Bradesco por un monto de US$ 200.000 mil, equivalente a R$ 480.470 . Esa operación
se negoció con las condiciones siguientes:



› Plazo: 360 días, con vencimiento el 28/11/2009;
› Tasa de interés: el 6% a.a. con pago el 28/11/2009;
› Exención de IOF e IR, siempre y cuando se realice la exportación.
› Cláusula de anticipación, observando la legislación cambiaria y pago de los costos in-
herentes a la anticipación.

16.7 CONtRAtACIóN dE CéduLA dE
CRédItO BANCARIO
El 31 de octubre de 2008, Petrobras negoció un préstamo (Cédula de Crédito Bancario), con
la Caixa Econômica Federal - CEF, por el monto de R$ 2.022.700. El objetivo del préstamo
es reforzar el capital de trabajo de la Compañía. Esa operación se negoció con las condi-
ciones siguientes:
› Plazo: 180 días, principal y cargas con amortización única al final del plazo;
› Tasa de interés: el 104% del CDI Over;
› Incidencia del IOF;
› Cláusula de amortización extraordinaria y liquidación anticipada. En cualquier mo-
mento, la Compañía podrá hacer pagos extraordinarios para amortizar la deuda así
como efectuar la liquidación anticipada.

El 22 de diciembre de 2008, Petrobras negoció con la Caixa Econômica Federal - CEF
un Término de aditamento y novación de la Cédula de Crédito Bancario por el monto
de R$ 1.583.234. Esa operación se negoció con las condiciones siguientes:
› Prazo: 760 días, con pago de las cargas trimestralmente y del principal al final del plazo;
› Tasa de interés: el 110% del CDI Over;
› Incidencia del IOF.

En razón del préstamo adicional y del pago de las cargas financieras del préstamo conce-
dido anteriormente, las partes consolidaron el valor total de R$ 3.605.934.

16.8 FINANCIACIóN PARA EL PROyECtO AmAzôNIA
En 2008, la Transportadora Urucu Manaus S/A (TUM) captó con el Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), el valor de R$ 1.028.170 referente a línea de
crédito de largo plazo contratada el 06 de diciembre de 2007, por el valor de R$ 2.489.500,
con intervención de Codajás Coari Participações Ltda.. (Codajás).
La captación de esos fondos tiene el objetivo de la construcción, por parte de TUM,
de un gasoducto de transporte de gas natural de aproximadamente 383 Km. de exten-
sión, uniendo Coari a Manaus, así como de ramales de distribución a siete municipios
localizados en el recorrido del gasoducto, además de otros activos a él relacionados y de
un ducto de transporte de gas licuado de petróleo (GLP) de aproximadamente 279 Km. de

123


extensión, uniendo el Polo Arara, en Urucu, al Terminal de Solimões, en Coari, y activos a
él relacionados, todos ellos en el Estado de Amazonas.
Parte de los fondos de R$ 1.295.394 liberados en diciembre de 2007 se utilizó para el
pago el día 17 de diciembre de 2007 del préstamo puente de R$ 800.000 concedido por el
mismo Banco a TUM.
Esa operación se negoció con las condiciones siguientes:
› Plazo: Vencimiento del principal y de las cuotas de las cargas financieras en 48 cuotas
trimestrales (12 años);
› Periodo de gracia de Principal e Interés: hasta el 15/08/2010
› Tasa de interés efectiva: TJLP + el 1,96% a.a, con la constitución de las garantías en
hasta 60 días antes del fin del período de gracia.
› Costos de transacción y primas: el 0,2% (dos décimos por ciento) incidente sobre el
valor del crédito, a título de Comisión de Estudios y Estructuración.

En enero de 2009, se liberó el valor de R$ 60.000. De la línea de crédito contratada, todavía
hay el valor de R$ 105.936 que será liberado por el BNDES, mediante comprobación de las
inversiones realizadas en el Proyecto.

16.9 PROGRAmA dE mOdERNIzACIóN y EXPANSIóN dE
LA FLOtA (PROmEF)
En 2007, Transpetro firmó contratos de compra y venta condicionada con tres astilleros
nacionales para la construcción de 23 navíos petroleros, por un valor de R$ 5.216.642. La
captación de esos fondos se realizó con el BNDES con las siguientes condiciones:

NAVíOS
AStILLERO R$ VALOR tASA dE INtERéS PLAzO
CANt. tIPO
20 años y período de gracia
10 Suezmax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 2.462.646 TJLP + 2,5% a.a. de 48 meses contactos
a partir del 1er saque
5 Aframax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 1.266.902
4 Tanque /Producto Estaleiro Mauá - Petro UM S.A. 630.688
4 Panamax EISA - Estaleiro Ilha S.A. 856.406



En el período de julio a diciembre de 2008, Transpetro efectuó los pagos referentes a los
adelantos por un total de R$ 17.045, siendo:
› R$ 14.550 Fondos financiados BNDES/Transpetro (el 36% del precio del navío);
› R$ 2.496 Fondos propios Transpetro (el 5% del precio del navío).

El Astillero Atlântico Sul registró, durante el ejercicio de 2008, operaciones financieras por
un valor total de R$ 168.230, cuya financiación con el BNDES se traspasará a Transpetro,
después de la firma del “Término de Entrega y Aceptación” del navío, distribuida conforme
se muestra a continuación:
› R$ 18.040 Fondos propios Astillero (el 8% del precio del navío);
› R$ 150.190 Recursos financiados BNDES/Astillero (el 46% del precio del navío).

16.10 CONtRAtACIóN dE FINANCIACIóN dE LA
SPE COmPANhIA dE dESENVOLVImENtO
E mOdERNIzAçãO dE PLANtAS
INduStRIAIS - CdmPI

En 2006, fue contratada por CDMPI una línea de crédito por el valor de US$ 900 mi-
llones por medio de una estructuración financiera en la que participaron el “Japan
Bank for International Corporation” - JBIC (US$ 486 millones), un grupo de bancos
comerciales (US$ 378 millones) y dos “trading companies” japonesas, accionistas de
CDMPI (US$ 36 millones). Esas operaciones se negociaron, respectivamente, con las
condiciones siguientes:
Operación JBIC Loans:
› Plazo: pagos semestrales con vencimiento en 2021;
› Tasa de interés: Libor + 0,7881% a.a. + comisión de compromiso del 0,50% a.a.;
› Período de gracia para pago del principal: hasta el 23 de mayo de 2014.

Operación Commercial Loans:
› Tasa de interés: Libor + 0,75% a.a. + comisión de compromiso del 0,50% a.a;
› Período de gracia para pago del principal: hasta el 24 de noviembre de 2009.

Operación Subbordinated Loans:
› Tasa de interés: el 12% a.a.;
› Período de gracia para pago del principal: hasta el 23 de mayo 2014.

En 2008 se utilizaron los saldos restantes de las líneas de crédito contratadas por un mon-
to de US$ 392 millones, siendo US$ 221 millones por el JBIC y US$ 171 millones por los
bancos comerciales.

125


16.11 CONtRAtACIóN dE FINANCIACIóN dE LA
SuBSIdIARIA PEtROBRAS NEthERLANdS BV
CON EL BANCO BNP PARIBAS
La subsidiaria Petrobras Netherlands BV (PNBV) contrató financiación con el Banco BNP
Paribas por un valor de US$ 204 millones, incluyéndose el seguro de riesgo político y co-
mercial de SACE S.P.A. por un monto de US$ 4 millones. Se pagaron gastos contractuales
por un valor de US$ 1 millon. El plazo de vencimiento será de 12 años y la tasa de interés
contratada fue del 2,60% a.a.
Contrató también financiación con Export Development Canadá (EDC) y Sumitomo
Mitsui Banking Corporation (SMBC), Mizuho Corporate Bank Ltd. (MHCB) y The Bank Of
Tokyo-Mitsubishi Ufj Ltd. (BMTU), por un valor de US$ 500 millones (descontados gastos
de crédito de US$ 2 millones) y ¥ 75.142 millones, equivalentes a US$ 837 millones (los gas-
tos de crédito y seguro ascienden a ¥ 3.730 millones, equivalentes a US$ 41 millones), con
un plazo de vencimiento de 12 y 10 años. La tasa de interés contratada fue del 4,74% a.a y
del 1,59% a.a, respectivamente.
La financiación con el BNP se destina a la financiación de gastos corporativos de
PNBV. Las demás financiaciones se destinan a la liquidación de contratos de mutuo con
Braspetro Oil Services Company - (Brasoil).
Adicionalmente, PNBV renovó el 03 de octubre y el 01 de diciembre de 2008, líneas de
crédito contratadas con el Santander Overseas Bank, Inc - SANTANDER, por valores de
US$ 75 millones y US$ 200 millones, cuyo plazo de vencimiento será de un año, pudiendo
renovarse totalmente por otro año más y parcialmente por el plazo final de seis años. La
tasa de interés contratada fue del 3,62% a.a. y del 3,11% a.a., respectivamente.

16.12 CONtRAtACIóN dE FINANCIACIóN dE LA SPE
mEXILhãO CON EL BNdES
La SPE Mexilhão firmó, el 12 de diciembre de 2008, contrato de financiación (Offshore
Loan Agreement) con el BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e So-
cial, segregado en Subcrédito “A” de US$ 55 millones y Subcrédito “B” de R$ 400 millones.
El costo habido en esta operación fue la Comisión de Estudios y estructuración cobrada
por el BNDES por el valor de R$ 1 millon, equivalente al 0,2% de la financiación total. El
vencimiento será en la fecha que suceda el primero de los tres acontecimientos que se
describen a seguir: (i) el 15 de noviembre de 2009; ó (ii) tres meses después de la fecha de
entrega del Término de Recibo Definitivo de la plataforma marítima fija (PMXL1); ó (iii)
en el desembolso de recursos originados de una eventual Financiación de Largo Plazo. La
tasa de interés contratada para el Subcrédito “A” fue del 2,76% al año, sobre la tasa variable
reajustada trimestralmente el día 16 (dieciséis) de los meses de enero, abril, julio y octubre,



con base en el costo promedio ponderado de todas las tasas y gastos habidos por el BNDES
en la captación de recursos en moneda extranjera y para el Subcrédito “B” fue del 2,76% al
año, capitalizados trimestralmente, sobre la Tasa de Interés de Largo Plazo - TJLP (confor-
me sus siglas en portugués), divulgada por el Banco Central do Brasil.
Los fondos se destinan a la construcción de la plataforma PMXL-1.

16.13 CAPtACIONES dEL SEGmENtO INtERNACIONAL
En el ejercicio de 2008, las controladas de Petrobras en el exterior captaron recursos por
un monto equivalente a R$ 2.760.135, básicamente para financiar el capital de trabajo y
proyectos asociados a las actividades de explotación y producción de petróleo y gas.
Las captaciones más significativas fueron realizadas por las siguientes empre-
sas, controladas indirectas de Petrobras:
Refinería Nansei Sekiyu K.K. — Realizó captaciones de corto plazo por un monto
total de US$ 471.875 mil equivalentes a R$ 1.051.280, por medio de Sumitomo Mitsui Bank,
Mizuho Bank, Bank Tókio of Mitsubishi y Development Bank Japan, con vencimiento pro-
medio de 320 días y tasa promedio del 1,09% a.a. + spread del 0,5%a.a. al 1,0% a.a. y de
largo plazo por el monto de de US$ 6.952 mil equivalentes a R$ 16.247 básicamente para
financiar el capital de trabajo de la empresa;
Petrobras Energia S.A. — Realizó captaciones de largo plazo por un monto de
US$ 44.457 mil, equivalentes a R$ 75.200, y de corto plazo por el monto de US$ 353.042 mil,
equivalentes a R$ 698.439, por medio del Banco HSBC, Banco Rio, Itaú, BBVA, Banco Ciu-
dad, ABN Amro Bank, Banco do Brasil y Banco Santander, teniendo como principal moda-
lidad operaciones de ACC y ACE, con el objetivo del mantenimiento de capital de trabajo
de la empresa y reposición de existencias. Las operaciones de largo plazo tienen como
vencimiento final el año 2015, y su tasa promedio de interés es del 6%a.a. al 10% a.a.
P&M Drilling captó recursos de largo plazo por medio de Sumitomo Mitsui Banking,
por un monto de US$ 97.818 mil, equivalentes a R$ 180.981, con vencimiento en 2010. Las
tasas contratadas varían del 3,625%a.a. al 3,9375%a.a. y su finalidad es la construcción del
Navío sonda PETROBRAS 10000.

16.14 FINANCIACIóN PARA EL PROyECtO GASENE
En 2008, Transportadora Gasene captó con el Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social (BNDES), los siguientes valores referentes a las líneas de crédito de
largo plazo contratadas el 27 de diciembre de 2007: (i) el valor de US$ 750.000, del con-
trato de financiación mediante traspaso de recursos externos del BNDES (provenientes
del China Development Bank), y (ii) el valor de R$ 907.671 del contrato de financiación
mediante fondos propios del BNDES referente al subcrédito “A” para el GASCAV, y el valor
de R$ 1.032.410 referente al subcrédito “B” para el GASCAC.

127


El 26 de febrero de 2008, los préstamos-puente contratados con el BNDES, por el valor
de R$ 2.028.099, fueron totalmente liquidados con este Banco, en contrapartida al primer
recibo de las líneas de crédito
La captación de esos recursos tiene como objetivo la construcción del gasoducto de
transporte de gas natural Cabiúnas-Vitória, de aproximadamente 300 km. de extensión,
uniendo Cabiúnas, en el Municipio de Macaé/RJ, al Municipio de Vitória/ES y otros acti-
vos a él relacionados (“GASCAV”), así como del gasoducto de transporte de gas natural
Cacimbas-Catu, de aproximadamente 940 km, uniendo Cacimbas, en el Estado de Espí-
rito Santo, a Catu, en el Estado de Bahia, y activos a él relacionados (“GASCAC”), ambos
integrantes del proyecto Gasoducto Sudeste-Nordeste (Proyecto GASENE).
Esas líneas de crédito se negociaron con las condiciones siguientes:

a. Financiación mediante recursos externos del BNDES
» Valor del contrato: US$ 750.000;
» Plazo: Vencimiento del principal y de las cuotas de las cargas financieras el
20/12/2022;
» Tasa de interés efectiva: el 3,20% a.a.+ variación cambiaria;
» Costos de transacción y primas: el 0,2% (dos décimas por ciento) incidente so-
bre el valor del crédito, a título de Comisión de Estudios y Estructuración, as-
cendiendo a US$ 1.500, equivalentes a R$ 2.513, + Comisión Financiera (“Up front
Fee”) por un valor del 5,0% de US$ 750.000, totalizando US$ 37.500, equivalentes a
R$ 62.832 + Cargas por Reserva de Crédito (Commitment Fee) del 0,3% a.a., totali-
zando US$ 885, equivalentes a R$ 1.464.

b. Financiación mediante recursos propios del BNDES
» Valor del contrato: R$ 3.164.312, siendo R$ 949.491 referente al subcrédito “A”
para el GASCAV, y R$ 2.214.821 referente al subcrédito “B” para el GASCAC;
» Plazo: (i) Subcrédito “A” – Vencimiento del principal y de las cuotas de la cargas
financieras el 15/10/2020, y (ii) Subcrédito “B” – Vencimiento del principal y de las
cuotas de las cargas financieras en 48 cuotas trimestrales (12 años) después de la
entrada en operación del Gascac;
» Tasa de interés efectiva: TJLP + 1,96% a.a, con la constitución de las garantías en
hasta 60 días antes del término del período de gracia;
» Costos de transacción y primas: el 0,2% (dos décimas por ciento) incidente so-
bre el valor del crédito, a título de Comisión de Estudios y Estructuración, por un
monto R$ 6.329.

De la línea de crédito contratada todavía hay un monto de R$ 41.820 que será liberado por
el BNDES en referencia al subcrédito “A”, y R$ 1.182.411 para el subcrédito “B”, mediante
comprobación de las inversiones realizadas en el Proyecto.



16.15 OtRAS INFORmACIONES
Los préstamos y financiaciones se destinan, principalmente, a la compra de materia pri-
ma, desarrollo de proyectos de producción de petróleo y gas, construcción de navíos y
ductos, así como a la ampliación de unidades industriales.

a. Debentures
Los debentures emitidos con la finalidad de financiar, a través del BNDES, la adquisición
anticipada del derecho de transportar, en el Gasoducto Bolivia-Brasil, el volumen de 6 mi-
llones de m3/día de gas, por el plazo de 40 años (TCO - Transportation Capacity Option),
totalizaron R$ 430.000 (43.000 títulos, con valor nominal de R$ 10,00) con vencimiento el 15
de febrero de 2015. Esos debentures son garantizados por acciones ordinarias a TBG.
En agosto de 2006, Alberto Pasqualini - Refap S.A. emitió debentures simples, nomi-
nales y escriturales, con el objetivo de la ampliación y modernización de su parque in-
dustrial, con las características siguientes (condiciones básicas aprobadas por el BNDES
y BNDESPAR el 23 de junio de 2006): amortización de 96 meses más 6 meses de periodo
de gracia; el 90% de los debentures suscritas por el BNDES con interés de TJLP + 3,8%
a.a.; el 10% de los debentures suscritos por BNDESPAR con interés de la canasta de mo-
nedas del BNDES + 2,3% a.a. En mayo de 2008, REFAP efectuó una segunda emisión con
características similares y con el valor total de R$ 507.989, habiendo captado R$ 54.841
en 2008. El saldo al 31 de diciembre de 2008 totalizaba R$ 733.968, siendo R$ 120.064 en
el pasivo corriente.
a.1) Garantías
Las instituciones financieras en el exterior no requieren garantías de Petrobras. Las
financiaciones concedidas por el BNDES están garantizadas por los bienes financia-
dos (tubos de acero al carbono para el Gasoducto Bolivia-Brasil y embarcaciones).
En el marco del contrato de garantía emitido por el Gobierno Federal en favor
de Agencias Multilaterales de Crédito, motivado por las financiaciones captadas
por TBG, se firmaron contratos de contragarantías, teniendo como firmantes el
Gobierno Federal, TBG, Petrobras, Petroquisa y el Banco do Brasil S.A., en los cua-
les TBG se compromete a vincular sus ingresos a favor del Tesoro Nacional hasta la
liquidación de las obligaciones garantizadas por el Gobierno Federal.
En garantía de los debentures, Refap tiene una cuenta de inversiones financieras
(depósitos vinculados a operaciones de crédito), vinculada a la variación del Certifi-
cado de Depósito Interbancario - CDI. Refap debe mantener tres veces el valor de la
suma de la última cuota vencida de amortización del principal y accesorios.

b. Endeudamiento de CIESA y TGS
Con el objetivo de promover el saneamiento financiero de la Compañía de Inversio-
nes de Energía S.A. - CIESA (sociedad controlada en conjunto), Pesa transfirió su par-

129


ticipación del 7,35% en el capital social de la Transportadora de Gas del Sur S.A. - TGS
(controlada de CIESA) para ENRON y, de forma simultánea, ENRON transfirió el 40%
de su participación en el capital de CIESA para un agente fiduciario.
En una segunda etapa del proceso, conforme el acuerdo de reestructuración de
la deuda financiera, una vez obtenidas las aprobaciones necesarias del Ente Nacional
Regulador Del Gas - ENARGAS y de la Comisión Nacional de Defensa de la Compe-
tencia, ENRON transferiría el 10% de participación que aún tiene en CIESA para los
acreedores financieros a cambio del 4,3% de las acciones ordinarias - clase B de TGS
que CIESA entregaría a sus acreedores financieros como pago parcial de la deuda. El
saldo restante de la deuda financiera sería capitalizado por los acreedores.
El acuerdo de reestructuración establecía un plazo de validez hasta el día 31 de di-
ciembre de 2008, fecha a partir de la cual cualesquiera de las partes podría considerar
el acuerdo como concluido unilateralmente.
El plazo de validez del acuerdo expiró sin que se obtuvieran las aprobaciones
gubernamentales y el 9 de enero de 2009, Ashmore Energy International Limited
(actualmente denominada AEI) declaró ser la única propietaria de las obligaciones
negociables de CIESA en 1997, notificando su decisión de terminar el acuerdo de rees-
tructuración.
El 28 de enero de 2009, CIESA interpuso acción judicial en los Tribunales del Esta-
do de Nueva York, en Estados Unidos, impugnando la prescripción de las mencionadas
Obligaciones Negociables.
Por estar operando bajo restricciones de largo plazo que perjudican significativa-
mente su capacidad de transferir fondos para los inversores y mientras no se concluyan
las acciones para el saneamiento financiero de la empresa, CIESA continuará siendo ex-
cluida del proceso de consolidación de Petrobras, conforme Instrucción CVM nº 247/96.



17 COmPROmISOS CONtRACtuALES
Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía compromisos financieros en función de
derechos habidos de operaciones con y sin transferencia de beneficios, riesgos y controles
de esos bienes.

a. Pagos mínimos futuros de compromisos contractuales con transferencia de
beneficios, riesgos y control de bienes:

31.12.2008


2009 650.079 5.641.377
2010 - 2013 846.758 4.024.698
2014 en adelante 42.309 17.862.017
Pagos futuros de compromisos estimados 1.539.146 27.528.092
Menos monto de los interés anuales 149.103 9.687.875
Valor presente de los pagos mínimos 1.390.043 17.840.217
Menos parte corriente de las obligaciones 585.045 5.138.506
Parte no corriente de las obligaciones 804.998 12.701.711

b. Pagos mínimos futuros de compromisos contractuales, sin transferencia de
beneficios, riesgos y controles de bienes:

31.12.2008


2009 10.866.604 15.507.136
2010 - 2013 33.265.602 45.184.125
2014 en adelante 10.916.334 36.889.432
total 55.048.540 97.580.693

En 2008, la Compañía pagó un monto de R$5.561.577 en el Consolidado (R$ 8.846.625 en el
Controlante) reconocidos como gastos en el ejercicio.

131


18 INGRESOS y GAStOS FINANCIEROS
Los gastos financieros y las variaciones cambiarias y monetarias netas, incluidos en el
resultado de 2008 y de 2007, se demuestran a continuación:


2008 2007 2008 2007

Resultado cambiario sobre efectivo y equivalentes al efectivo 762.126 (1.198.624) 577.142 (1.284.092)
Resultado cambiario sobre financiaciones (2.077.211) 510.540 (498.157) 370.294
Resultado cambiario sobre compromisos contractuales con transf.
(27.263) (27.263)
De benef., riesgos y controles de bienes con terceros
(1.342.348) (688.084) 51.722 (913.798)
Variación monetaria s/ financiaciones (321.426) (109.619) (279.679) (102.084)
Gasto con financiaciones (3.320.973) (2.563.653) (861.695) (504.332)
Gasto con compromisos contractuales con transferencia
(4.489) (4.489)
Ingreso con inversiones financieras 755.460 871.332 101.683 477.684
Ingreso neto con FIDC 11.583 4.738
(2.570.002) (1.692.321) (725.918) (21.910)
Gastos con reestructuración de deuda (112.387)
Resultado financiero sobre endeudamiento neto (4.233.776) (2.602.411) (980.875) (1.037.792)
Variación cambiaria sobre activos en el exterior 6.417.693 (2.253.350) 9.329.950 (3.291.327)
Variación cambiaria s/ compromisos contractuales con transf.
(1.398.715) (1.398.715)
de benf., riesgos y controles de bienes con subsidiarias
Hedge sobre operaciones comerciales y financieras 671.090 (391.061) 30.384 (113.159)
Títulos y Valores Mobiliarios 584.994 416.914 451.465 119.058
Interés s/ compromisos contractuales con transf. de benef.,
(1.896.354)
riesgos y controles de bienes con empresas del sistema
Otros ingresos y gastos financieros netos 615.213 904.512 1.108.266 1.581.492
Otras variaciones cambiarias y monetarias netas 472.285 (95.494) 552.858 (406.728)
Resultado Financiero Neto 3.128.784 (4.020.890) 7.196.979 (3.148.456)



19 OtROS GAStOS OPERAtIVOS, NEtOS

2008 2007 2008 2007

Gastos con repactación Plan Petros (*) (1.050.967) (972.143)
Relaciones institucionales y proyectos culturales (1.227.680) (1.267.288) (1.143.793) (1.190.967)
Gastos operativos c/termoeléctricas (593.353) (523.015) (897.372) (357.922)
Gastos corporativos de seguridad, medio ambiente y salud (SMS) (382.170) (474.520) (371.971) (464.991)
Acuerdos colectivos de trabajo (542.675) (482.016) (542.673) (456.387)
Pérdidas y contingencias con procesos judiciales (502.246) (389.312) (262.656) (290.397)
Multas contractuales y regulatorias (434.029) (448.437) (477.712) (412.965)
Cargas contractuales con servicios de transporte - “ship or pay” (101.198) (89.842) (88.369)
Paradas no programadas en instalaciones y equipos de producción (205.958) (137.760) (203.439) (135.292)
Ajuste al valor de mercado de las existencias (1.340.706) (84.167)
Otros 617.772 (325.236) 617.105 (242.021)
(4.712.243) (5.188.393) (3.366.678) (4.611.454)
(*) se refiere al incentivo financiero pagado a los participantes y otros gastos relacionados, con el objetivo de posibilitar la repactación del Plan.

133


20 ImPuEStOS, CONtRIBuCIONES y PARtICIPACIONES
20.1 ImPuEStOS POR RECuPERAR
ACtIVO CORRIENtE
2008 2007 2008 2007

En el país:
ICMS 2.527.495 2.878.563 1.916.608 2.455.357
PASEP/COFINS 1.323.099 1.545.852 883.206 1.030.782
CIDE 222.938 239.259 34.008 32.385
Impuesto sobre la renta 2.005.575 723.234 1.460.462 271.363
Contribución social 801.491 156.105 663.702 25.990
Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos 1.658.708 1.418.173 1.090.270 1.122.215
Otros impuestos 408.943 319.108 224.905 187.125
8.948.249 7.280.293 6.273.161 5.125.217
En el exterior:
Impuesto sobre el valor agregado - IVA 313.039 217.786
Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos 113.370 70.004
Otros impuestos 266.589 213.453
692.998 501.243
9.641.247 7.781.536 6.273.161 5.125.217



20.2 ImPuEStOS, CONtRIBuCIONES y
PARtICIPACIONES POR PAGAR

PASIVO CORRIENtE
2008 2007 2008 2007

ICMS 1.741.030 2.123.583 1.402.632 1.894.268
PASEP/COFINS 1.064.304 944.514 901.787 749.339
CIDE 447.324 606.101 411.103 548.553
Participación especial/Royalties 2.528.153 2.871.914 2.491.731 2.826.134
Impuesto sobre la renta y contribución social retenidos en la fuente 1.221.996 677.212 872.235 589.079
Impuesto sobre la renta y contribución social corrientes 793.687 783.679 213.548
Otras tasas 748.516 283.263 388.243 117.916
12.741.382 10.006.272 10.537.882 8.493.492

Para fines de cálculo del impuesto sobre la renta y de la contribución social sobre la ganan-
cia neta del ejercicio de 2008, la Compañía adoptó el Régimen Tributario de Transición –
RTT, conforme previsto en la Medida Provisional 449/08, o sea en la determinación de la
ganancia tributable consideró los criterios de la Ley 6.404/76 antes de las alteraciones de
la Ley 11.638/07 y de la Medida Provisional 449/08. La confirmación de la opción por este
régimen se realizará en el momento de la entrega de la Declaración del Impuesto sobre la
Renta Persona Jurídica - DIPJ del año calendario 2008. De esta forma, los impuestos sobre
diferencias temporarias, generadas por la adoción de nueva ley societaria fueron provisio-
nadas como impuestos y contribuiciones diferidos ativos y pasivos.

135


20.3 ImPuEStOS y CONtRIBuCIóN SOCIAL dIFERIdOS - NO CORRIENtE

2008 2007 2008 2007

No corriente
Activo
Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos 2.970.881 3.921.534 477.183 1.776.187
ICMS diferido 1.998.157 990.878 1.538.410 755.058
PASEP y COFINS diferidos 4.842.359 3.145.403 4.599.148 3.026.238
Otros 426.911 275.675
10.238.308 8.333.490 6.614.741 5.557.483
Pasivo
Otros 64.673 66.042
13.165.132 10.418.754 10.821.894 8.433.677



20.4 ImPuEStO SOBRE LA RENtA y CONtRIBuCIóN
SOCIAL dIFERIdOS
Los fundamentos y las expectativas para la realización se presentan a continuación:

a. Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos activos

2008
NAtuRALEzA FuNdAmENtO PARA REALIzACIóN
Por el pago de las Contribuciones de la
Plan de Pensión 248.677 240.379
Patrocinadora.
Mediante la realización efectiva de las
Ganancias no devengadas entre compañías del sistema 1.247.912
ganancias.
Por la efectivación fiscal de la pérdida
Provisiones para contingencias y para créditos de
502.698 336.416 y enjuiciamiento de las acciones y
liquidación dudosa
créditos vencidos
Pérdidas fiscales 732.572 Con ganancias tributarias futuras
Provisión para participación en las ganancias 428.286 383.641 Por el pago
Provisión para inversión en investigación y desarrollo 179.504 179.504 Mediante la realización de los gastos.
Diferencia temporal entre los criterios de depreciación Realización en el plazo de la depreciación
142.215 87.917
contable y fiscal lineal de los bienes.
Absorción de financiaciones condicionales 74.281 Término de los contratos de financiación
Diferencia temporal entre pagos de compromisos
contractuales con transferencia de beneficios, riesgos (24.777) (24.777) Realización de los activos
y control de bienes y depreciación
Variación cambiaria sobre financiación 194.741
Provisión para exportación en curso 55.615 55.615 Mediante el reconocimiento de los ingresos
Otros 961.235 308.758
Total 4.742.959 1.567.453
No corriente 2.970.881 477.183
Corriente 1.772.078 1.090.270

137


b. Impuesto sobre la renta y contribución social diferidos pasivos

2008
NAtuRALEzA FuNdAmENtO PARA REALIzACIóN
Conforme depreciación por el método de
Costos con prospección y perforación unidades producidas en relación a las
11.720.752 11.720.753
para extracción de petróleo reservas probadas/desarrolladas de los
campos de petróleo.
Diferencia temporal entre los criterios Mediante depreciación por la vida útil del
760.714 86.606
de depreciación contable y fiscal bien o enajenación
Mediante el acontecimiento de hechos
IR y CS sobre ganancias en el exterior 360.669 219.483 generadores para puesta a disposición
de las ganancias.
Mediante el acontecimiento de hechos
Inversiones en controladas y coligadas 258.640 generadores para puesta a disposición
de las ganancias.
Variación cambiaria 3.138.541 2.865.203 Mediante liquidación de los contratos
Pérdidas fiscales 11.223 Con ganancias tributarias futuras
Otros 1.046.292
Total 17.296.831 14.892.045
No corriente 13.100.459 10.821.894
Corriente 4.196.372 4.070.151

c. Realización del impuesto sobre la renta y contribución social diferidos
En la Controlante, la realización de los créditos fiscales diferidos activos por el monto
de R$ 1.567.453 no depende de ganancias futuras porque éstas serán absorbidas anual-
mente por la realización del pasivo fiscal diferido. En el Consolidado, para el compo-
nente que excede el saldo de la Controlante, cuando corresponda, los directorios de las
subsidiarias, con base en proyecciones efectuadas, tienen la expectativa de compensar
esos créditos en el plazo de hasta 10 años.

EXPECtAtIVA dE REALIzACIóN ImPuEStO SOBRE LA ImPuEStO SOBRE LA ImPuEStO SOBRE LA ImPuEStO SOBRE LA
RENtA y CSLL dIFERI- RENtA y CSLL RENtA y CSLL RENtA y CSLL
dOS ACtIVOS dIFERIdOS PASIVOS dIFERIdOS ACtIVOS dIFERIdOS PASIVOS
2009 1.772.078 4.196.372 1.090.270 4.070.151
2010 668.730 1.736.601 30.966 1.212.242
2011 251.275 1.430.186 30.966 1.219.672
2012 194.884 1.396.808 24.846 1.219.355
2013 442.378 1.479.212 286.293 1.202.535
2014 75.774 1.374.502 7.961 1.200.900
2015 em adelante 1.337.840 5.683.150 96.151 4.767.190
Parte registrada contablemente 4.742.959 17.296.831 1.567.453 14.892.045
Parte no registrada contablemente 1.106.551 582.104
Total 5.849.510 17.296.831 2.149.557 14.892.045



La controlada Petrobras Energia S.A. (Pesa) y sus controladas tienen créditos tribu-
tarios originados por pérdidas fiscales acumuladas de aproximadamente R$ 280.440
(US$ 120.000 mil) no registrados en su activo. En función de legislación tributaria
específica de Argentina y de otros países en donde Pesa tiene inversiones, que definen
plazos de prescripción para tales créditos, solamente podrán utilizarse para compen-
sación con futuros tributos a pagar, como máximo hasta 2009, el monto de R$ 212.667
(US$ 91.000 mil), y de 2010 en adelante el monto de R$ 67.773 (US$ 29.000 mil).
Adicionalmente, la controlada Petrobras America Inc. - PAI tiene créditos tribu-
tarios no registrados por un monto de R$ 969.168 (US$ 414.706 mil) debido a pérdidas
fiscales acumuladas, causadas, principalmente, de las actividades de explotación y
producción de petróleo y gas. De acuerdo con la legislación específica de Estados Uni-
dos, país en que PAI tiene su domicilio, los créditos fiscales prescriben en 20 años.
Siendo así, se podrán compensar los montos de R$ 196.516 (US$ 84.089 mil) hasta 2027,
R$ 252.805 (US$ 108.175 mil) hasta 2028 y R$ 519.847 (US$ 222.442 mil) en 2029.
Algunas controladas en el exterior tienen pérdidas fiscales acumuladas en la fase
de exploración. Esos créditos se reconocerán, caso el proyecto sea exitoso, mediante la
generación de ganancias tributables futuras.

20.5 RECONCILIACIóN dEL ImPuEStO SOBRE LA RENtA
y CONtRIBuCIóN SOCIAL SOBRE LAS GANANCIAS
La reconciliación de los impuestos verificados conforme tasas nominales y el valor de los
impuestos registrados en los ejercicios de 2008 y de 2007 se presentan a continuación:

a. Consolidado

2008 2007
Ganancia del ejercicio antes de los impuestos y después de
46.860.272 34.527.373
la participación de los empleados
Impuesto sobre la renta y contribución social a las tasas nominales (34%) (15.932.493) (11.739.307)
Ajustes para determinación de la tasa efectiva:
› Adiciones permanentes, netas (1.775.554) (951.411)
› Incentivos fiscales 226.942 224.967
› Crédito en razón de la inclusión de JSCP como gastos operativos 2.386.549 2.160.685
› Créditos fiscales de empresas en el exterior en fase de exploración (1.544.744) (565.470)
› Otros 677.323 (402.222)
Gasto con formación de provisión para el impuesto sobre la renta
(15.961.977) (11.272.758)
y la contribución social
Impuesto sobre la renta/contribución social diferidos (4.769.951) (477.234)
Impuesto sobre la renta/contribución social corrientes (11.192.026) (10.795.524)
(15.961.977) (11.272.758)
Tasa efectiva del impuesto sobre la renta y contribución social 34,1% 32,6%

139


b. Controlante

2008 2007
Ganancia del ejercicio antes de los impuestos y después
51.353.567 31.238.559
de la participación de los empleados
Impuesto sobre la renta y contribución social a las tasas nominales (34%) (17.460.213) (10.621.110)
Ajustes para determinar la tasa efectiva
› Adiciones permanentes, netas (99.760) (821.461)
› Incentivos fiscales 214.780 216.114
› Crédito debido a la inclusión de JSCP como gastos operativos 2.386.549 2.160.685
› Otros ítems 74.626 (144.096)
Gasto con formación de provisión para impuesto sobre la renta y contribución social (14.884.018) (9.209.868)
Impuesto sobre la renta/ contribución social diferidos (5.736.891) (619.148)
Impuesto sobre la renta/ contribución social corrientes (9.147.127) (8.590.720)
(14.884.018) (9.209.868)
Tasa efectiva de impuesto sobre la renta y contribución social 28,9% 29,5%

21 BENEFICIOS CONCEdIdOS A LOS EmPLEAdOS
21.1 PLAN dE PENSIóN - FuNdAçãO PEtROBRAS dE
SEGuRIdAdE SOCIAL (PEtROS)
a. Plan Petros
La Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros, constituida por Petrobras, instituyó el
Plan Petros en julio de 1970 y es del tipo beneficio definido, que asegura a los participantes una
suplementación del beneficio concedido por la Seguridad Social. El plan Petros está cerrado
para los empleados del sistema Petrobras admitidos a partir de septiembre de 2002.
Al 31 de diciembre de 2008, el Plan Petros está representado por las siguientes patroci-
nadoras en el ámbito del Sistema Petrobras: Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A. (BR),
Petroquisa y Alberto Pasqualini - Refap S.A.
La evaluación del plan de costeo de Petros la realizan actuarios independientes, en
régimen de capitalización, por la mayor parte de los beneficios. Con los más recientes ajustes
reglamentarios del Plan Petros, ese plan pasó a recibir de las empresas patrocinadoras, en
lugar del 12,93% que hasta entonces se practicaba sobre la nómina de sueldos de los em-
pleados participantes en el plan, contribuciones regulares en valores iguales a los valores
de las contribuciones de los empleados y jubilados, es decir, de forma paritaria, valores que
representan en promedio el 12% de la nómina de sueldos de participación. La relación de las
contribuciones entre patrocinadores y participantes del Plan Petros, considerando solamente
las atribuibles a Petrobras y sus subsidiarias, al 31 de diciembre de 2008, fue del 1,00.



En la verificación del eventual déficit en el plan de beneficio definido, conforme se
define en la Enmienda Constitucional n° 20 de 1998, su resolución deberá ocurrir por
medio de ajuste en plan de costeo, por medio de contribuciones extraordinarias calcu-
ladas por el método del valor agregado, debiendo tal costo ser prorrateado igualmente
entre patrocinadoras y participantes.
Los compromisos actuariales con los planes de beneficios de pensión y jubilación,
son provisionados en el balance de la Compañía, de acuerdo con el método de la unidad
de crédito proyectada. Ese método considera cada período de servicio como un hecho
generador de una unidad adicional de beneficio, neto de los activos garantizadores
del plan, cuando sea aplicable, siendo reconocidos los costos referentes al aumento
del valor presente de la obligación resultante del servicio prestado por el empleado
durante su período laboral.
Las pérdidas y ganancias actuariales generadas por las diferencias entre los valo-
res de las obligaciones y activos verificados, calculadas con base en premisas actuaria-
les (hipótesis biómetricas y económicas), entre otras estimativas y las efectivamente
devengadas, son, respectivamente, incluidas o excluidas en la determinación del com-
promiso actuarial neto. Estas pérdidas y ganancias se amortizan en el transcurso del
período promedio de servicio restante de los empleados activos.
El 23 de octubre de 2008, Petrobras y las subsidiarias patrocinadoras del Plan Pe-
tros, entidades Sindicales y Petros firmaron un Término de Compromiso Financiero,
después de la homologación judicial realizada el día 25 de agosto de 2008, para cubrir
obligaciones con planes de pensión por un monto de R$ 5.801.740 (R$ 5.572.477 en la
Controlante) actualizado retroactivamente al 31 de diciembre de 2006 por el IPCA +
6% a.a, que se pagará en cuotas semestrales con intereses del 6% a.a. sobre el saldo
deudor, actualizados por el IPCA, en los próximos 20 años, conforme previamente es-
tablecido en el proceso de repactación. En la misma fecha, Petrobras utilizó saldo de
adelanto para el plan de pensión por un valor de R$ 1.393.906 (R$ 1.296.810 al 31 de
diciembre de 2007), para liquidar parte de las obligaciones de Petrobras con el Plan
Petros, conforme establecido en el Término de Compromiso Financiero.
La obligación por parte de la Compañía, por intermedio del Término de Compro-
miso Financiero, representa una contrapartida a las concesiones realizadas por los
participantes/beneficiarios del Plan Petros en la alteración del reglamento del plan, en
relación a los beneficios y en el cierre de litigios existentes.
Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de la obligación de Petrobras y subsidiarias re-
ferente al Término de Compromiso financiero ascendía a R$ 4.324.173 (R$ 4.091.676 en
la Controlante), de los cuales R$ 83.770 (R$ 79.266 en la Controlante) vencen en 2009.
Al 31 de diciembre de 2008, Petrobras y sus subsidiarias tenían Notas del Tesoro
Nacional - a largo plazo, en el monto de R$ 3.773.133 (R$ 3.589.343 en la Controlante),
adquiridas como contrapartida a pasivos con Petros, que se mantendrán en la cartera
de la Compañía como garantía del Término de Compromiso Financiero.

141


b. Plan Petros 2
A partir del 1º de julio de 2007, Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A. (BR), Petroquisa
y Alberto Pasqualini - Refap S.A, implantaron un nuevo plan de previsión complementa-
ria, denominado Plan Petros 2, en la modalidad de Contribución Variable (CV) o mixto,
para los empleados sin previsión complementaria. En 2008 ocurrieron adhesiones de las
siguientes empresas: Ipiranga Asfaltos S.A. – IASA, Alvo Distribuidora de Combustíveis
Ltda. y FAFEN Energia S.A.
La parte de este plan con característica de beneficio definido se refiere a la cobertura
de riesgo con invalidez y muerte, garantía de un beneficio mínimo y renta vitalicia y los
compromisos actuariales relacionados se han registrado de acuerdo con el método de
la unidad de crédito proyectada. La parte del plan con característica de contribución
definida se destina a la formación de reserva para jubilación programada y se ha recono-
cido en el resultado del ejercicio a medida que las contribuciones van siendo efectuadas.
En el ejercicio de 2008, la contribución de Petrobras y sus subsidiarias para la parte
de contribución definida de este plan fue de R$ 274.117 (R$ 262.088 en la Controlante).
Las patrocinadoras Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A. (BR), Petroquisa y
Alberto Pasqualini - Refap S.A. asumieron el servicio pasado de las contribuciones
correspondientes al período en que los participantes estuvieron sin plan, a partir de
agosto de 2002, o de la admisión posterior, hasta el día 29 de agosto de 2007. El plan
continuará abierto a inscripciones después de esa fecha, pero no habrá más el pago del
Servicio Pasado.
Los desembolsos relacionados al costo del servicio pasado se realizarán, mensual-
mente en el transcurso del tiempo, durante el mismo número de meses en que el partici-
pante estuvo sin plan, debiendo, por lo tanto, cubrir la parte relativa a los participantes
y patrocinadoras.

c. Activos de los Planes de Pensión
Los activos de los planes de pensión del Sistema Petrobras se invierten principalmente
en títulos del gobierno, fondos de inversión, instrumentos patrimoniales y otros.

2008 2007
CONSOLIdAdO PLAN dE PENSIóN dE PLAN dE PENSIóN PLAN dE PENSIóN dE PLAN dE PENSIóN
BENEFICIO dEFINIdO CONtR. VARIABLE BENEFICIO dEFINIdO CONtR. VARIABLE
Títulos del gobierno 43% 41%
Fondos de inversión 38% 92% 33% 100%
Participaciones en acciones 12% 8% 20%
Otros 7% 6%
100% 100% 100% 100%



La cartera de inversiones de los Planes Petros y Petros 2, al 31 de diciembre de 2008,
estaba formada por el 70% de renta fija con rentabilidad esperada del 7,37% a.a.; el 24%
de renta variable con rentabilidad esperada del 6% a.a.; el 6% de otras inversiones (ope-
raciones con participantes, inmuebles y proyectos de infraestructura) con rentabili-
dad esperada del 8% a.a., lo que resultó en una tasa de interés promedio del 7,02% a.a.
Los activos de los planes de pensión administrados por la Fundación Petrobras de
Seguridad Social - Petros incluyen los siguientes títulos de partes relacionadas:

2008 2007

Acciones ordinarias de Petrobras 313.698 718.013
Acciones preferidas de Petrobras 512.312 1.065.999
Compañías controladas por el gobierno 261.567 228.996
Títulos del gobierno 13.348.545 12.055.229
Títulos de otras partes relacionadas 240.001 304.214
14.676.123 14.372.451

El Plan Petros tiene el 43% de las inversiones en títulos del gobierno, de los cuales el
94% son representados por NTN-B que por fideicomiso con la Secretaría de Previsión
Complementaria se mantendrán hasta el vencimiento.

21.2 PEtROBRAS INtERNACIONAL BRASPEtRO B.V. –
PIB BV
21.2.1 PEtROBRAS ENERGIA S.A.
a. Plan de pensión de contribución definida
En 2005, Petrobras Energia S.A. (Pesa), implantó este plan de adhesión voluntaria para
todos los empleados que cumplan determinadas condiciones. Los aportes se realizan
en montos equivalentes a las contribuciones de los empleados, de acuerdo con la con-
tribución definida para cada nivel salarial.
El costo del plan se reconoce de acuerdo con las contribuciones que la sociedad
efectúa que, al 31 de diciembre de 2008, ascendían a R$ 4.619 equivalentes (R$ 3.684
al 31 de diciembre de 2007).

b. Plan de pensión definido
b.1) Plan “Termination Indemnity”
Es un plan de beneficios por el cual los empleados que cumplen determinadas con-
diciones están aptos para recibir un mes de sueldo por año de trabajo en la empre-
sa, de acuerdo con una escala decreciente, conforme los años de vigencia del plan,
en el momento de su jubilación.

143


b.2) Plan “Fondo Compensador”
Tienen derecho a este beneficio todos los empleados de Pesa que hayan adherido a los
planes de contribuciones definidas en vigor en el transcurso del tiempo y que hayan
ingresado en la Compañía antes del 31 de mayo de 1995 y tengan los años de trabajo
exigidos. El beneficio se calcula complementariamente a los beneficios otorgados por
estos planes y por el sistema de jubilación, de forma que la suma de los beneficios
totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan.
De acuerdo con lo establecido en el Estatuto de Pesa, la Compañía realiza sus
aportes al fondo con base en una propuesta del Directorio a la Asamblea hasta un
valor máximo equivalente al 1,5% de los resultados netos de cada ejercicio.
Caso haya un valor excedente, debidamente certificado por un actuario inde-
pendiente, de los fondos aportados a fideicomisos destinados a pagar los beneficios
definidos otorgados por el plan, Pesa podrá disponer del referido valor, debiendo,
solamente, realizar la debida comunicación al agente fiduciario.

21.2.2 NANSEI SEkIyu S.A.
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 el parti-
cipante para poder obtener el beneficio debe tener como mínimo 50 años de edad y 20
años de antigüedad en la Compañía. Las contribuciones son efectuadas solamente por
la patrocinadora. El plan es administrado por Sumitono Trust.



21.3 PLAN dE ASIStENCIA médICA
a. Asistencia Multidisciplinaria de Salud (AMS)
Petrobras, sus subsidiarias, Petrobras Distribuidora, Petroquisa y la controlada Alber-
to Pasqualini - Refap S.A., mantienen un plan de asistencia médica (AMS), con bene-
ficios definidos que incluye a todos los empleados de las empresas en Brasil (activos e
inactivos) y sus dependientes. El plan es administrado por la propia Compañía y los
empleados aportan un monto mensual pre-definido para cobertura de gran riesgo y
con una parte de los gastos en que se incurre referentes a las demás coberturas, de
acuerdo con las tablas de participación basadas en ciertos parámetros, incluyéndose
los niveles salariales, además del beneficio farmacia que prevé condiciones especiales
en la adquisición, en farmacias registradas distribuidas por todo el territorio nacional
de ciertos medicamentos.
El compromiso de la Compañía relacionado a los beneficios futuros debidos a los
participantes del plan lo calcula anualmente un actuario independiente, con base en
el método de la Unidad de Crédito Proyectada, de manera similar al cálculo realizado
para los compromisos con pensiones y jubilaciones, anteriormente descritos.
El plan de asistencia médica no está respaldado por activos garantizadores. La
Compañía paga los beneficios basándose en los costos en que incurren los partici-
pantes del plan.

21.4 OtROS PLANES dE CONtRIBuCIóN dEFINIdA
La subsidiaria Transpetro y algunas controladas de Petrobras patrocinan planes de jubi-
lación a sus empleados, de naturaleza de contribución definida, tales como: Petroquímica
Triunfo S.A. y Transportadora Brasileira Gasoduto Bolivia-Brasil (TBG).

145


21.5 EL SALdO dE LAS OBLIGACIONES dE LOS GAStOS CON BENEFICIOS
POSt-EmPLEO, CALCuLAdOS POR ACtuARIOS INdEPENdIENtES,
PRESENtA EL mOVImIENtO SIGuIENtE:
CONSOLIdAdO

2008 2007
PLAN dE PLAN dE PLAN dE PLAN dE
ASIStENCIA ASIStENCIA
PESIóN PESIóN PESIóN PESIóN
médICA médICA
BENEF. CONtRIB. BENEF. CONtRIB.
SuPLEtIVA SuPLEtIVA
dEFINIdO VARIABLE dEFINIdO VARIABLE
Variación de las obligaciones
de beneficios
Valor presente de la obligación actuarial
41.411.603 254.049 12.217.790 36.867.058 265.207 11.615.993
al inicio del ejercicio
Costo de los interés:
› Con término de compromiso
83.770
financiero
› Actuarial 4.060.932 37.936 1.227.765 3.929.505 14.242 1.228.466
Costo del servicio corriente 448.888 161.826 197.686 399.770 60.371 197.595
Beneficios pagados (1.707.640) (1.026) (441.760) (1.625.809) (94) (421.752)
(Ganancia)/Pérdida actuarial sobre
(6.963.363) (155.258) (3.326.628) 1.346.446 32.663 (402.512)
la obligación actuarial
Alteración de plan 524.017
Otros 189.889 2.640 (29.384) (118.340) (*)
37.524.079 300.167 9.874.853 41.411.603 254.049 12.217.790
al cierre del ejercicio
Variación de los activos del plan
Activo del plan al inicio del ejercicio 33.178.866 15.876 27.805.938
Rendimiento esperado de los activos
3.441.863 32.783 3.056.793 5.123
del plan
Contribuciones recibidas por el fondo 835.269 70.432 441.760 775.572 132.779 421.752
Recibos vinculados al término de
1.393.906
compromiso financiero
Beneficios pagados (1.707.640) (1.026) (441.760) (1.625.809) (94) (421.752)
Ganancia/(Pérdida) actuarial sobre
(4.258.433) (31.906) 3.264.703 (3.592)
los activos del plan
Otros 16.006 143 (98.331) (118.340) (*)
Valor justo de los activos del plan
32.899.837 86.302 33.178.866 15.876
al final del ejercicio
(*) Parte de la contribución definida del Plan reclasificada para permitir la comparación con los estados contables de 2008.



CONtROLANtE

2008 2007
PESIóN PESIóN PESIóN PESIóN
médICA médICA
SuPLEtIVA SuPLEtIVA
Variación de las obligaciones
de beneficios
38.822.922 245.368 11.406.884 34.584.902 253.740 10.817.017
al inicio del ejercicio
› Con término de compromiso
79.266
financiero
› Actuarial 3.799.444 36.641 1.146.066 3.685.191 13.626 1.143.749
Beneficios pagados (1.617.327) (787) (414.895) (1.540.475) (94) (398.767)
(Ganancia)/Pérdida actuarial sobre
(6.599.485) (153.441) (3.087.030) 1.222.407 35.021 (335.240)
la obligación actuarial
Alteración de plan 510.578
Otros (114.284) (*)
34.888.477 284.468 9.231.164 38.822.922 245.368 11.406.884
al cierre del ejercicio
Variación de los activos del plan
Activo del plan al inicio del ejercicio 31.236.450 15.237 26.224.871
Rendimiento esperado de
3.239.012 31.543 2.886.575 4.877
Contribuciones recibidas por el fondo 769.271 67.709 414.895 727.745 128.150 398.767
Recibos vinculados al término de
1.393.906
Beneficios pagados (1.617.327) (787) (414.895) (1.540.475) (94) (398.767)
Ganancia/(Pérdida) actuarial sobre
(4.261.627) (31.011) 3.019.514 (3.412)
Otros (31.349) (81.780) (114.284) (*)
Valor justo de los activos del plan
30.728.336 82.691 31.236.450 15.237
al final del ejercicio
(*) Parte de la contribución definida del Plan reclasificada para permitir la comparación con los estados contables de 2008.

147


CONSOLIdAdO

2008 2007
PENSIóN PENSIóN PENSIóN PENSIóN
médICA médICA
SuPLEtIVA SuPLEtIVA
Valores reconocidos en los estados contables
Valor presente de las obligaciones en
4.624.242 213.865 9.874.853 8.232.737 238.173 12.217.790
exceso al valor justo de los activos
Ganancias/(Pérdidas) actuariales
(462.836) 22.265 985.112 (3.106.864) (29.188) (2.446.161)
no reconocidas
Costo del servicio pasado no reconocido (178.967) (115.000) (39.572) (198.739) (191.715) (43.710)
Pasivo actuarial neto 3.982.439 121.130 10.820.393 4.927.134 17.270 9.727.919

CONtROLANtE

2008 2007
médICA médICA
SuPLEtIVA SuPLEtIVA
Valores reconocidos en los estados contables
Valor presente de las obligaciones en
4.160.141 201.777 9.231.164 7.586.472 230.131 11.406.884
exceso al valor justo de los activos
Ganancias/(Pérdidas) actuariales
(584.210) 22.848 808.370 (2.908.380) (31.401) (2.382.870)
no reconocidas
Costo del servicio pasado no reconocido (146.429) (108.992) (36.276) (169.012) (183.047) (40.072)
Pasivo actuarial neto 3.429.502 115.633 10.003.258 4.509.080 15.683 8.983.942


31.12.2008 31.12.2007 31.12.2008 31.12.2007
PLAN dE PLAN dE PLAN dE PLAN dE PLAN dE PLAN dE PLAN dE PLAN dE
PENSIóN SALud PENSIóN SALud PENSIóN SALud PENSIóN SALud
Pasivo corriente:
Plan de beneficio
582.510 523.714 406.989 455.736 534.215 493.221 370.408 429.666
definido
Plan de contribución
45.478 17.270 44.836 15.683
variable
627.988 523.714 424.259 455.736 579.051 493.221 386.091 429.666
Pasivo no corriente:
Plan de beneficio
3.399.929 10.296.679 4.520.145 9.272.183 2.895.287 9.510.037 4.138.672 8.554.276
definido
Plan de contribución
75.652 70.797
variable
3.475.581 10.296.679 4.520.145 9.272.183 2.966.084 9.510.037 4.138.672 8.554.276
total 4.103.569 10.820.393 4.944.404 9.727.919 3.545.135 10.003.258 4.524.763 8.983.942



CONSOLIdAdO

2008 2007
médICA médICA
SuPLEtIVA SuPLEtIVA
Saldo al 1º de enero 4.927.134 17.270 9.727.919 3.462.610 8.419.171
(+) Costos habidos en el período 900.941 146.017 1.534.011 1.834.636 113.558 1.730.500
(-) Pago de contribuciones (490.533) (35.148) (441.760) (458.773) (96.288) (421.752)
(-) Pago del término de
(1.393.906)
Otros 38.803 (7.009) 223 88.661
Saldo al 31 de diciembre 3.982.439 121.130 10.820.393 4.927.134 17.270 9.727.919

CONtROLANtE

2008 2007
médICA médICA
SuPLEtIVA SuPLEtIVA
Saldo al 1º de enero 4.509.080 15.683 8.983.942 3.168.967 7.769.189
(+) Costos habidos en el período 732.570 133.728 1.434.214 1.685.684 108.787 1.613.520
(-) Pago de contribuciones (450.442) (33.778) (414.895) (427.351) (93.104) (398.767)
(-) Pago del término de
(1.393.906)
Otros 32.200 (3) 81.780
Saldo al 31 de diciembre 3.429.502 115.633 10.003.258 4.509.080 15.683 8.983.942

149


El gasto neto con los planes de beneficios de pensión y jubilación concedidos y por con-
ceder a los empleados, jubilados y pensionistas y de asistencia médica para el ejercicio de
2008, de acuerdo con los cálculos actuariales realizados por actuarios independientes,
incluye los componentes siguientes:

CONSOLIdAdO

2008 2007
médICA médICA
SuPLEtIVA SuPLEtIVA
› Con término de compromiso financiero 83.770
› Actuarial 4.060.932 37.936 1.227.765 3.926.016 14.242 1.228.466
Rendimiento estimado de los activos
(3.441.863) (32.783) (3.056.900) (5.123)
del plan
Amortización de (ganancias)/pérdidas
3.959 (21) 104.645 871.431 160.347
actuariales no reconocidas
Contribuciones de participantes (362.082) (107.162) (317.230) (29.424)
Costo del servicio pasado no reconocido 25.087 77.046 4.138 73.492 144.092
Otros 82.250 9.175 (223) 3.645
Costo neto en el ejercicio 900.941 146.017 1.534.011 1.834.636 113.558 1.730.500

CONtROLANtE

2008 2007
médICA médICA
SuPLEtIVA SuPLEtIVA
› Con término de compromiso financiero 79.266
› Actuarial 3.799.444 36.641 1.146.066 3.685.191 13.626 1.143.749
Rendimiento estimado de los activos
(3.239.012) (31.542) (2.886.575) (4.877)
del plan
Amortización de (ganancias)/pérdidas
104.213 164.502 155.007
actuariales no reconocidas
Contribuciones de participantes (333.366) (102.112) (300.894) (28.014)
Costo del servicio pasado no reconocido 22.582 74.054 3.796 663.141 70.693 134.639
Costo neto en el ejercicio 732.570 133.728 1.434.214 1.685.684 108.787 1.613.520



La actualización de las provisiones se registró en el resultado del ejercicio, conforme
se discrimina:

CONSOLIdAdO

2008 2007
médICA médICA
SuPLEtIVA SuPLEtIVA
Relativa a empleados activos:
Absorbida en el costeo de las
252.163 73.043 272.848 273.402 65.345 317.539
actividades operativas
Directamente en el resultado 270.361 72.970 212.189 244.667 48.213 235.018
Relativa a los inactivos 378.417 4 1.048.974 1.316.567 1.177.943
900.941 146.017 1.534.011 1.834.636 113.558 1.730.500

CONtROLANtE

2008 2007
médICA médICA
SuPLEtIVA SuPLEtIVA
Relativa a empleados activos:
Absorbida en el costeo de las
237.420 72.205 263.903 257.342 63.967 307.969
actividades operativas
Directamente en el resultado 143.243 61.523 178.445 180.304 44.820 194.481
Relativa a los inactivos 351.907 991.866 1.248.038 1.111.070
732.570 133.728 1.434.214 1.685.684 108.787 1.613.520

21.6 VARIACIóN EN LOS COStOS CON ASIStENCIA médICA
Las premisas de evolución de los costos de asistencia médica tienen impacto significativo en
los saldos de los valores provisionados y en los respectivos costos reconocidos. Una variación
del 1% en esa premisa tendría el siguiente impacto en los valores presentados:

1% dE 1% dE 1% dE 1% dE
AumENtO REduCCIóN AumENtO REduCCIóN
Pasivo actuarial 1.293.044 (1.074.009) 1.203.207 (999.879)
Costo del servicio
204.553 (167.718) 190.043 (155.888)
e intereses

151


21.7 PREmISAS ACtuARIALES
Las principales premisas adoptadas en el cálculo de las empresas brasileñas fueron
las siguientes:

mOdALIdAd PREmISA ACtuAL
Plan de beneficio (pensión y salud) Beneficio definido/ Contribución variable y Asistencia médica supletiva
Método de evaluación actuarial Unidad de Crédito Proyectada
Tabla de mortalidad AT 2000 *
Invalidez ZIMMERMANN ajustada por la GLOBALPREV y TASA 1927
Tabla de mortalidad de inválidos AT 49 *
Rotación Plan de Pensión 0% a.a.
Rotación AMS % promedio anual de salida - 0,607% a.a. **
Tasa de descuento para el pasivo actuarial Interés: 7,70% a.a. *** + inflación: 5,0% al 4,0% a.a. ****
Tasa de rendimiento esperada sobre los activos del plan Interés: 7,02% a.a. + inflación: 5,0% a.a. ****
Crecimiento salarial 2,24% a.a. + inflación: 5,0% al 4,0% a.a.****
(*) separada por sexo (masculino y femenino).
(**) Varía de acuerdo con la edad y la antigüedad en la empresa.
(***) Con base en estudios realizados internamente que constataron la elevación considerable de la robustez y liquidez de mercado de los títulos soberanos brasileños en los
últimos años, la Compañía implantó una metodología para verificación de una tasa real a partir de la curva de interés de los títulos de más largo plazo del gobierno, que se
utilizó para descuento del pasivo actuarial. Esta alteración fue necesaria para mantener la alineación entre la medición del valor presente de activos y pasivos de los planes
de pensión y salud y para adecuación a las normas internacionales de contabilidad (IFRs) referente a la determinación de precios de activos por su valor de mercado.

(****) Inflación linealmente decreciente, partiendo del 5,0% a.a. (2009) al 4,0% a.a. (2014) y constante en el 4% a.a. de 2014 en adelante.

22 PARtICIPACIóN dE LOS EmPLEAdOS
y AdmINIStRAdORES
La participación de los empleados en las ganancias o resultados se puede basar, de acuer-
do con las disposiciones de la legislación vigente, en programas voluntarios que ofrecen
las sociedades o en convenios con los empleados o entidades sindicales.
Siendo así, en el ejercicio de 2008, Petrobras realizó provisión de R$ 1.344.526 en el
Consolidado (R$ 1.011.914 en 2007) y R$ 1.138.078 en la Controlante (R$ 844.412 en 2007),
de participación de los empleados y administradores en las ganancias o resultados (PLR).
El valor de la provisión respeta los límites establecidos por la Resolución nº 10, del 30 de
mayo de 1995, del Consejo de Controles de las Empresas Estatales - CCE.
La participación de la dirección en las ganancias o resultados está sujeta a la aproba-
ción de la Asamblea General Ordinaria que se celebrará e 8 de abril de 2009, de acuerdo con
los artículos 41 y 56 del Estatuto Social de la Compañía y normas federales específicas.



23 INCENtIVOS FISCALES
Los incentivos fiscales originados por donaciones o subvenciones gubernamentales recibidos
a partir del 01 de enero de 2008 se registran como ingreso diferido no pasivo no circulante.
Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de R$ 76.574 era originado por la parte del proyecto
de reinversión aprobada por SUDENE y se apropiará al resultado del ejercicio en la misma
proporción en que se deprecie el activo correspondiente.

24 PAtRImONIO NEtO
24.1 CAPItAL SOCIAL REALIzAdO
Al 31 de diciembre de 2008, el capital suscrito e integrado en el valor de R$ 78.966.691
(R$ 52.644.460 en 2007) está representado por 5.073.347.344 acciones ordinarias y
3.700.729.396 acciones preferidas, todas escriturales y sin valor nominal.
Las acciones preferidas tendrán prioridad de haber reembolso del capital y cobro de
dividendos, como mínimo, del 3% (tres por ciento) del importe del patrimonio neto de la
acción, o del 5% (cinco por ciento), calculado sobre la parte del capital que se compone en
esa especie de acción, lo que sea más alto, participando, en igualdad de condiciones, con
las acciones ordinarias en los aumentos de capital social surgidos de la integración de
reservas y ganancias. Las acciones preferidas no garantizan el derecho de voto y no son
convertibles en acciones ordinarias y viceversa.
La Asamblea General Extraordinaria realizada en conjunto con la Asamblea General
Ordinaria el 04 de abril de 2008 aprobó el aumento del capital social de la Compañía de
R$ 52.644.460 para R$ 78.966.691, mediante la capitalización de reserva de capital por un
monto de R$ 1.019.821 y R$ 25.302.410 con parte de reserva de retención de ganancias
de ejercicios anteriores sin la emisión de nuevas acciones de acuerdo con el artículo 169,
párrafo 1º, de la Ley 6.404/76.

153


24.1.1 dESdOBLAmIENtO dE ACCIONES
El 3 de marzo de 2008, el Consejo de Administración aprobó la propuesta de desdobla-
miento de acciones de Petrobras y, consecuentemente, de la alteración del artículo 4º del
Estatuto Social.
El 24 de marzo de 2008 la Asamblea General Extraordinaria (AGE) de Accionistas, de-
liberó y aprobó el desdoblamiento de acciones de Petrobras. La fecha de entrada en vigor
de la operación fue a partir del 25 de abril de 2008.
Cada acción, tanto ordinaria como preferida, pasará a ser representada por dos accio-
nes post-desdoblamiento. Consecuentemente, el capital social de Petrobras pasó a estar
compuesto por 8.774.076.740 (ocho mil setecientas setenta y cuatro millones, setenta y
seis mil setecientas cuarenta) acciones sin valor nominal, siendo 5.073.347.344 (cinco mil
setenta y tres millones, trescientas cuarenta y siete mil trescientas cuarenta y cuatro) ac-
ciones ordinarias y 3.700.729.396 (tres mil setecientas millones, setecientas veintinueve
mil trescientas noventa y seis) acciones preferidas. Por lo tanto, los accionistas recibirán 1
(una) nueva acción para cada acción que posean de la misma especie.
Para los inversores que posean Certificados Americanos de Depósitos - “American
Depository Receipt” - (ADR) después del desdoblamiento de las acciones se mantendrá la
relación de canje de dos acciones para cada ADR de Petrobras negociado en la “New York
Stock Exchange” (Nyse).

24.2 RESERVAS dE CAPItAL
a. Subvenciones - AFRMM
Constituida por el monto de los recursos provenientes del Adicional al Flete para Re-
novación de la Marina Mercante (AFRMM) que se aplican en la adquisición, amplia-
ción o reparación de la flota de navíos, en conformidad con el Decreto Administrativo
del Ministerio de Hacienda nº 188, del 27 de septiembre de 1984.

b. Incentivos fiscales
Incluye incentivo para subvención de inversiones en el Nordeste, en el ámbito de la
Superintendencia de Desarrollo de Nordeste (SUDENE), con reducción del 75% del im-
puesto sobre la renta debido, calculado sobre la ganancia de la exploración de activi-
dades incentivadas, por un monto de R$ 514.857 mil hasta el 31 de diciembre de 2008,
y solamente se podrá utilizar para absorción de pérdidas o aumento del capital social,
conforme previsto en el artículo 545 del Reglamento del Impuesto sobre la Renta.
Las donaciones y subvenciones para inversión registradas contablemente hasta el 31
de diciembre de 2007 se mantendrán en reserva de capital hasta su total utilización.



24.3 RESERVA dE REEVALuACIóN
Constituida debido a las reevaluaciones de bienes de uso, registradas contablemente por
controlada en conjunto y por coligadas de subsidiaria, en ejercicios anteriores.
La Compañía optó por mantener el saldo de las respectivas reservas de reevaluación
el 31 de diciembre de 2007, hasta su total realización.
La realización de esta reserva, proporcional a la depreciación de los bienes reevalua-
dos, fue totalmente transferida para ganancias acumuladas por el monto de R$ 51.236
(R$ 4.903 en 2007).

24.4 RESERVAS dE LuCROS
a. Reserva legal
Se constituye mediante la apropiación del 5% de la ganancia neta del ejercicio, no
excediendo el 20% del capital social, en conformidad con el artículo 193 de la Ley de
las Sociedades por Acciones.

b. Reserva estatutaria
Constituida mediante la apropiación de la ganancia neta de cada ejercicio de un mon-
to equivalente, como mínimo, del 0,5% del capital social integrado al cierre del ejerci-
cio y se detina al costeo de los programas de investigación y desarrollo tecnológico. El
saldo de esta reserva no puede exceder el 5% del capital social integrado, de acuerdo
con el artículo 55 del Estatuto Social de la Compañía.

c. Reserva de incentivos fiscales
Se constituye mediante destino de la porción de incentivos fiscales, originados en do-
naciones o subvenciones gubernamentales, incluida en el resultado del ejercicio en
conformidad con el artículo 195-A de la Ley de las Sociedades por Acciones, incluido
por la Ley 11.638/07, a partir del 1º de enero de 2008.
En el ejercicio de 2008, fueran apropiados al resultado el monto de R$ 557.185 re-
ferentes al incentivo para subvención de inversiones en el Nordeste, en el ámbito de
SUDENE, con reducción del 75% del impuesto sobre la renta debido, calculado sobre la
ganancia de la exploración de actividades incentivadas.

d. Reserva de retención de ganancias
Se destina a la aplicación en inversiones previstas en presupuestos de capital, princi-
palmente en las actividades de exploración y desarrollo de la producción de petróleo y
gas, en conformidad con el artículo 196 de la Ley de las Sociedades por Acciones.

155


En la propuesta para la distribución de resultados por el ejercicio finalizado el
31 de diciembre de 2008 está prevista una retención de ganancias por un monto de
R$ 25.217.273, siendo la parte de R$ 23.779.347 proveniente de la ganancia neta del
ejercicio y R$ 1.437.926 del saldo remanente de ganancias no asignadas, destinadas a
cubrir parcialmente el programa anual de inversiones establecido en el presupuesto
de capital del año 2009, que será sometido a la aprobación de la Asamblea General
de Accionistas el 08 de abril de 2009.

24.5 dIVIdENdOS
Se garantiza a los accionistas dividendo y/o interés sobre el capital propio de por lo menos
el 25% de la ganancia neta del ejercicio ajustado, calculado de acuerdo con el artículo 202
de la Ley de las Sociedades por Acciones.
La propuesta del dividendo relativo al ejercicio de 2008, presentada por la Administra-
ción de Petrobras para ser aprobada por los accionistas en la Asamblea General Ordinaria
que se celebrará el 08 de abril de 2009, por un monto de R$ 9.914.707, atiende los derechos
garantizados, estatutariamente, a las acciones preferidas (artículo 5º), y distribuye indis-
tintamente entre las acciones ordinarias y preferidas el dividendo calculado sobre la ga-
nancia básica ajustado para dicho propósito, como se detalla a continuación:

2008 2007

Ganancia neta del ejercicio (controlante) 36.469.549 22.028.691
Apropiación:
Reserva legal (1.823.477) (1.101.435)
Reserva de incentivos fiscales (557.185)
34.088.887 20.927.256
Reversiones/adiciones
Reserva de reevaluación 51.236 4.903
Ganancia básica para determinación del dividendo 34.140.123 20.932.159
Dividendos propuestos equivalentes al 29,04 % de la ganancia básica - R$ 1,13 por acción, (el 31,44%
en 2007 R$ 0,75 por acción después del desdoblamiento de acciones) compuesto de:
Interés sobre el capital propio 7.019.261 6.361.205
Dividendos 2.895.446 219.352
Total de dividendos propuestos 9.914.707 6.580.557

Los dividendos propuestos al 31 de diciembre de 2008, por un monto de R$ 9.914.707, incluyen
intereses sobre el capital propio, aprobados por el Consejo de Administración el 19 de diciem-
bre de 2008, que estarán disponibles en fecha a ser determinada por la Asamblea General
Ordinaria de accionistas el día 08 de abril de 2009, actualizados monetariamente, a partir de
31 de diciembre de 2008 hasta la fecha de inicio del pago, de acuerdo com la variación de la
tasa SELIC, con base en la posición accionaria de 26 de diciembre de 2008, por un monto de
R$ 7.019.261, correspondiente a R$ 0,80 (ochenta centavos) por acción ordinaria y preferida.



Los interés sobre el capital propio están sujetos a retención de impuesto sobre la renta
en la fuente del 15%, excepto para los accionistas inmunes y exentos, según lo establecido
por la Ley 9.249/95.
Estos interés fueron contabilizados en el resultado operativo, de conformidad con la
legislación fiscal, y fueron revertidos a ganancias acumuladas, según lo determina la Deli-
beración 207/96 de la CVM, resultando en un crédito tributario de impuesto sobre la renta
y contribución social por un monto de R$ 2.386.549 (R$ 2.160.685 en 2007).

25 PROCESOS judICIALES y CONtINGENCIAS
25.1 PROCESOS judICIALES PROVISIONAdOS
Petrobras y sus subsidiarias, en el curso normal de sus operaciones, están involucradas en
procesos legales, de naturaleza civil, tributaria, laboral y ambiental. La Compañía consti-
tuyó provisiones para procesos legales por montos considerados por sus asesores jurídi-
cos y su administración como siendo suficientes para cubrir pérdidas probables. Al 31 de
diciembre de 2008, esas provisiones se presentan de la siguiente forma, de acuerdo con la
naturaleza de las correspondientes causas:


2008 2007 2008 2007

Contingencias de previsión social 54.000 54.000 54.000 54.000
Reclamos laborales 96.640 90.022 13.233 11.905
Procesos fiscales 141.677 205.039 1.592 9.948
Procesos civiles (*) 500.759 248.544 188.460 186.562
Otras contingencias 151.250 70.364
Total del pasivo no corriente 890.326 613.969 203.285 208.415
total de las contingencias 944.326 667.969 257.285 262.415
(*) Neto de Depósito Judicial, cuando sea pertinente.

FEdERACIóN dE LOS PESCAdORES dE RIO dE jANEIRO - FEPERj
FEPERJ pleitea, en nombre de sus representados, indemnizaciones diversas en razón del
derramamiento de petróleo en la Baía de Guanabara, ocurrido el 18 de enero de 2000. En
aquella época, Petrobras indemnizó extrajudicialmente a todos los que comprobaron ser
pescadores en el momento del accidente. Según datos del registro nacional de pescadores,
solamente 3.339 podrían pleitear indemnización.
El 02 de febrero de 2007 se publicó una decisión aceptando, parcialmente, el laudo
pericial y que, con el pretexto de cuantificar la decisión condenatoria, determinó los pa-
rámetros para los respectivos cálculos que, de acuerdo con tales criterios, alcanzaría al

157


monto de R$ 1.102.207. Petrobras apeló de tal decisión ante el Tribunal de Justicia/RJ,
considerando que los parámetros determinados en la decisión son contrarios a los ya de-
finidos por el propio TJ/RJ. El recurso fue aceptado. El 29 de junio de 2007 se publicó la
decisión de la Primera Cámara Civil del Tribunal de Justicia del Estado de Rio de Janeiro
negando aceptación del recurso de Petrobras y aceptando el recurso de la FEPERJ, lo que
representa un significativo aumento en el valor de la condenación, puesto que, además de
haber mantenido el período de indemnización en 10 años, aumentó la cantidad de pesca-
dores beneficiarios. Contra esa decisión se interpusieron Recursos Especiales por parte
de la Compañía que esperan juicio en el STJ. Con base en los cálculos elaborados por los
asistentes periciales de la Compañía, se mantuvo el valor de R$ 36.058, actualizado para el
31 de diciembre de de 2008, por representar el monto que en nuestro entender será fijado,
al final del proceso, por las instancias superiores.

25.2 PROCESOS judICIALES NO PROVISIONAdOS
Presentamos a continuación la situación actual de los principales procesos legales con
probabilidad de pérdida posible:

dESCRIPCIóN SItuACIóN ACtuAL

Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda. El 30 de marzo de 2004, el Tribunal de Justicia de Rio de Janeiro, por
unanimidad, aceptó el nuevo recurso interpuesto por Porto Seguro,
Naturaleza: Civil para condenar a Petrobras a indemnizar a Petroquisa por un monto
equivalente a US$ 2.370 millones más el 5% a título de prima y el
Porto Seguro, accionista minoritaria de Petroquisa, abrió proceso
20% de honorarios de abogados.
contra Petrobras, relativo a las pérdidas alegadas causadas por
la venta de la participación accionaria de Petroquisa en diversas Petrobras presentó recurso especial y extraordinario al Superior
empresas petroquímicas incluidas en el Programa Nacional de Tribunal de Justicia (STJ) y al Supremo Tribunal Federal (STF)
Desestatización. En el referido proceso, pretende la autora que que fueron rechazados. Contra esta decisión presentó Apelación
Petrobras, en su calidad de accionista mayoritaria de Petroquisa, Interlocuroria al STJ y al STF.
sea obligada a compensar la “pérdida” causada al patrimonio de
la propia Petroquisa, debido a los actos que aprobaron el precio Se aguarda, ahora, en cumplimiento a la decisión publicada el día 5
mínimo de venta de su participación accionaria en el capital de las de junio de 2006, la designación de pauta para el nuevo juicio de la
empresas privatizadas. cuestión relativa al bloqueo del Recurso Especial de Petrobras ante el
STJ y el STF.

Con base en la opinión de los abogados, la Compañía no espera
obtener decisión final desfavorable en este proceso.
Caso no se revierta la situación, la indemnización estimada para
Petroquisa, incluyendo actualización monetaria e interés, sería de
R$ 13.679.734 al 31 de diciembre de 2008. Como Petrobras posee
el 100% del capital social de Petroquisa, parte de la indemnización
a Petroquisa, calculada en R$ 9.028.625, no representará un
desembolso efectivo del Sistema Petrobras. Adicionalmente,
Petrobras tendría que indemnizar a Porto Seguro, autora del
proceso, R$ 683.987 a título de prima y a Lobo & Ibeas Advogados
R$ 2.735.947 a título de honorarios de abogados.




Autor: Comisaría de hacienda Federal en Rio de janeiro Petrobras presentó nuevos Recursos administrativos a la Cámara
Superior de Recursos Fiscales, última instancia administrativa, que se
Naturaleza: Tributaria encuentran pendientes de juicio.
Auto de infracción referente al Impuesto sobre la Renta Retenido Exposición máxima actualizada: R$ 4.247.144.
en la Fuente sobre remesas de pagos de fletes de embarcaciones
referente al período de 1999 a 2002.

Autor: Inspectoría de hacienda Federal en macaé Decisión de la primera instancia desfavorable a Petrobras.

Naturaleza: Tributaria Interpuesto Recurso Voluntario que se encuentra pendiente de juicio.
Petrobras impetró el Recurso de Amparo obteniendo sentencia
Intereses y multa sobre II e IPI - Naufragio de la Plataforma P-36 favorable en el sentido de revocar, hasta la conclusión de las
verificaciones de las causas del hundimiento de la plataforma todos
los cobros de tributos. Hay recurso de la Unión Federal/Hacienda
Nacional, pendiente de juicio.

Con la decisión del Tribunal Marítimo, la Compañía propuso Acción
Anulatoria de Débito Fiscal y obtuvo liminar suspendiendo el cobro
del tributo.

Exposición máxima actualizada: R$ 352.287.

Autor: SRP - Secretaría de hacienda de Seguridad Social De los valores desembolsados por la Compañía, para asegurar la
interposición de recursos y/o la obtención de Certificado Negativo
Naturaleza: Tributaria de Débito ante el INSS, R$ 115.465 se han registrado en depósitos
judiciales y se podrán recuperar en el ámbito de las propias
Notificaciones fiscales relativas a los cargos de seguridad social
acciones en curso, relativos a 331 notificaciones, por un monto de
debido a procesos administrativos abiertos por el INSS que atribuyen
R$ 363.293 al 31 de diciembre de 2008. La posición del área
responsabilidad solidaria a la Compañía en la contratación de
jurídica de Petrobras para esas notificaciones es de expectativa
servicios de construcción civil y otros.
de pérdida posible, por considerar mínimo el riesgo de
desembolso futuro.

Autor: Comisaría de hacienda Federal en Rio de janeiro El 15 de agosto de 2006, la sociedad registró, en la Inspección de
Hacienda Federal de Río de Janeiro, impugnación a este Auto de
Naturaleza: Tributaria Infracción al considerar que las clasificaciones fiscales efectuadas
estaban amparadas por laudo técnico de instituto de conocimiento
Auto de Infracción referente al Impuesto de Importación y sobre
notorio. En su sesión del 11 de octubre de 2007, la 1ª Primera
Productos Industrializados (II e IPI) cuestionando la clasificación
Instancia de Juicio consideró improcedente el lanzamiento del Auto de
fiscal como Otros Grupos Electrógenos, en la importación de conjunto
Infracción, vencido un juzgador que votó por la procedencia parcial.
de equipos pertenecientes a la usina termoeléctrica Termorio S.A.
La Inspección de Hacienda Federal interpuso recurso de oficio al
Consejo de contribuyentes, pero tal solicitud aún no ha sido juzgada.


159



Autor: Secretaría de hacienda Federal En primera instancia, juzgado procedente el lanzamiento. La
Compañía interpuso Recurso Voluntario.
Naturaleza: Tributaria
Exposición máxima atualizada: R$ 1.107.243.
CIDE - Combustibles. Falta de recaudación en el período de
marzo de 2002 a octubre de 2003, en obediencia a las órdenes
judiciales obtenidas por Distribuidoras y Estaciones de Servicios
inmunizándolas de la respectiva incidencia.

Autor: Secretaría de hacienda Federal En primera instancia, juzgado procedente el lanzamiento.
Hubo recurso de Oficio (de la Hacienda Federal) al Consejo de
Naturaleza: Tributaria Contribuyentes que fue aceptado. Petrobras aguarda intimación para
interposición de recurso voluntario.
IRRF - Remesas para pago de importación de petróleo


Autor: Comisaría de hacienda Federal/ Rio de janeiro En primera instancia, juzgado procedente el lanzamiento. Petrobras
interpuso Recurso Voluntario.
IRPJ/2003 y CSLL/2003 - Cobro de multa de mora en el pago por
denuncia espontánea.

Autor: IBAmA Decisión en primera instancia administrativa, condenando a
Naturaleza: Civil Petrobras al pago por el incumplimiento del TAC. La Compañía
Incumplimiento de la Cláusula Término de Acuerdo y Compromiso interpuso recurso jerárquico al Ministro de Medio Ambiente que
- TAC de la Cuenca de Campos del 11 de agosto de 2004, por aguarda juicio.
continuidad de perforación sin aprobación previa.

Autor: Secretaría de hacienda Federal En primera instancia juzgado procedente el lanzamiento. Petrobras
interpuso recurso voluntario que aguarda juicio.
Cobro de CIDE sobre Importación de Propano y Butano

Autor: Secretaría de hacienda Federal En primera instancia, juzgado procedente el lanzamiento. Petrobras
interpuso recurso voluntario que aguarda juicio.
Exposición máxima actualizada: R$ 1.421.364.
Falta de recaudación del CIDE por parte de Petrobras en operaciones
de importación de Nafta revendida a Braskem.

Autor: Estado de Rio de janeiro Decisión de la primera instancia favorable a Petrobras. Interpuesto
recurso de apelación por el Estado de Rio de Janeiro y por la propia
Naturaleza: Tributaria Petrobras en relación al valor de los honorarios. Por mayoría, se
aceptó el Recurso del Estado de Rio de Janeiro y se juzgó perjudicado
ICMS - Naufragio de la Plataforma P-36
el recurso por la Compañía. Se aguarda la publicación de Sentencia
del Tribunal Supremo.

Exposición máxima actualizada: R$ 773.283




Autor: Agencia Nacional del Petróleo- ANP El 18 de julio de 2007, Petrobras fue notificada de la nueva
Resolución del Directorio de la ANP, estableciendo el pago de nuevos
Naturaleza: Tributaria valores considerados debidos, retroactivamente a 1998, anulando la
Resolución del Directorio Anterior.
Participación especial del campo de Marlim - Cuenca de Campos.

La participación especial fue establecida por la Ley de Petróleo Petrobras interpuso un mandato judicial y obtuvo un recurso de
nº 9.478/97 y se recauda como forma de compensación por las amparo para suspender el cobro de las diferencias de la Participación
actividades de producción de petróleo, incidiendo sobre los campos Especial mencionadas en la Resolución del Directorio ANP
productores de grandes volúmenes. nº400/2007 hasta que se concluya el proceso judicial, lo que está en
trámite en la Justicia Federal/RJ.
La metodología de cálculo empleada por Petrobras en la verificación
de la participación especial debida para el Campo de Marlim se basa El cobro administrativo que se había suspendido debido al recurso
en interpretación juridicamente legítima del Decreto Administrativo de amparo concedido en Mandato Judicial se reanudó debido a la no
10 del 14 de enero de 1999, refrendada por la Agencia Nacional del aceptación del pleito de Petrobras. La Compañía interpuso recurso de
Petróleo - ANP. Apelación Civil, además de pedido cautelar de concesión de efecto
suspensivo, que aguardan examen por parte del tribunal.
El 16 de agosto de 2006, el Directorio Colegiado de ANP aprobó el
Informe de Certificación del pago de la Participación Especial del Cuestión enjuiciada. El valor reclamado asciende al monto
Campo de Marlim que estableció la metodología que se debería de R$ 3.191.908.
adoptar en el cálculo de la Participación Especial de Marlim, así como
determinó que Petrobras efectuara el pago adicional por el valor
de R$ 400 millones referentes a valores que se habrían recaudado
a menos, debido a la utilización de la metodología de cálculo
inicialmente definida por la ANP.

Petrobras acató la determinación de ANP por el hecho de que la
nueva metodología no se aplicaría de forma retroactiva, asegurando
así el cumplimiento de principios constitucionales como el de la
seguridad jurídica y del acto jurídico perfecto y recaudó el valor
adicional determinado por medio de decisión final de la más alta
esfera de ANP - es decir, su Directorio Colegiado.

161


a. Cuestiones ambientales
La Compañía está sujeta a diversas leyes y normas ambientales, que disciplinan ac-
tividades asociadas a la descarga de petróleo, gas y otros materiales y establecen que
los efectos sobre el medio ambiente de las operaciones de la Compañía deben ser co-
rregidos o mitigados por ella. A continuación, la situación de los principales procesos
ambientales con probabilidad de posible pérdida.
En 2000, un derrame de petróleo en el Terminal São Francisco do Sul, de la Re-
finería Presidente Getúlio Vargas - Repar, derramó aproximadamente 1,06 millo-
nes de galones de petróleo crudo a sus alrededores. Se gastaron aproximadamente
R$ 74.000 con el objetivo de limpiar el área dañada y cubrir las multas impuestas por
las autoridades ambientales. Existe el siguiente proceso con relación a ese derrame:


Autor: AmAR - Asociación de defensa del medio Ambiente Sin decisión en primera instancia. Se espera el comienzo de pericia
de Araucária para calificación del valor.

Naturaleza: Ambiental La exposición máxima actualizada R$ 109.259

Indemnización por daños morales y patrimoniales ambientales. El juicio determina conexión con la acción del Instituto Ambiental
de Paraná - IAP para juicio conjunto.

En 2001, el oleoducto de Araucária – Paranaguá se rompió con un movimiento sís-
mico y derramó aproximadamente 15.059 galones de petróleo combustible en diversos
ríos en el Estado de Paraná. En aquella época, se terminaron los servicios de limpieza
de las superficies de los ríos, recuperando aproximadamente 13.738 galones de petró-
leo. Como resultado del accidente se presentó el siguiente acto contra la Compañía:


Autor: Instituto Ambiental do Paraná - IAP Defensa procedente en parte, en primera instancia, reduciendo la
multa. Recurso de Petrobras pendiente de juicio en segunda instancia.
Naturaleza: Ambiental
Multa aplicada por supuestos daños causados al medio ambiente.
El juicio determinó conexión con la acción de AMAR para
enjuiciamiento conjunto.



El 20 de marzo de 2001, la plataforma P-36 se hundió en la Cuenca de Campos. Como con-
secuencia del accidente, se presentó el siguiente acto contra la Compañía:


Autor: Fiscalía Pública Federal/Rj En publicación del día 23 de mayo de 2007, se juzgó procedente, en
parte, el pedido, apenas para condenar a Petrobras al pago del monto
Naturaleza: Civil de R$ 100.000, a título de indemnización por los daños causados al
medio ambiente, a ser corregido monetariamente y con intereses de
Indemnización de daño patrimonial ambiental - P-36.
mora del 1% al mes desde el evento perjudicial. Contra esa decisión,
Petrobras interpuso recurso de Apelación Civil que se encuentra
pendiente de juicio.


b. Recuperación PIS y COFINS
Petrobras y su controlada Gaspetro interpusieron acción ordinaria de la Unión ante la
Justicia Federal de la Sección Judicial de Rio de Janeiro, referente a la recuperación, a tra-
vés de compensación, de los valores recaudados a título de PIS incidentes sobre ingresos
financieros y variaciones cambiarias activas, en el período comprendido entre febrero de
1999 y noviembre de 2002 y COFINS comprendido entre febrero de 1999 a enero de 2004,
considerando la inconstitucionalidad del § 1º del art. 3º de la Ley nº 9.718/98.
El 09 de noviembre de 2005 el Supremo Tribunal Federal - STF consideró inconstitu-
cional el mencionado § 1º del art. 3º de la Ley nº 9.718/98.
El 09 de enero de 2006, debido a la decisión definitiva del STF, Petrobras interpuso
nueva acción con el objetivo de recuperar los valores de COFINS referentes al período de
enero de 2003 a enero de 2004.
Al 31 de diciembre de 2008, el valor de R$ 2. 110.313 de Petrobras y de R$ 68.746 de
Gaspetro relativo a las citadas acciones, no se refleja en los estados contables.

163


26 COmPROmISOS ASumIdOS POR
EL SEGmENtO dE ENERGíA

26.1 COmPROmISOS dE COmPRA dE GAS NAtuRAL
Petrobras firmó contrato con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB, tenien-
do como objeto la compra de un total de 201,9 mil millones de m3 de gas natural durante
el período en que esté en vigor, comprometiéndose a comprar volúmenes mínimos anuales
a un precio calculado según fórmula vinculada al precio del petróleo combustible. El con-
trato tiene una vigencia inicial hasta 2019, que se prorrogará hasta que se consuma todo
el volumen contratado.
Se están negociando valores adicionales con YPFB, referente a la cantidad de líquidos
(hidrocarburos pesados) presentes en el gas natural adquirido por medio del GSA. La alte-
ración del GSA considerará valores adicionales entre US$100 millones y US$180 millones
al año, aplicados a volúmenes de gas entregados a partir de 2007.
En el período entre 2002 y 2005, Petrobras compró un volumen menor que el mínimo
establecido en el contrato con YPFB y pagó US$ 81.409 (equivalentes a R$ 190.189 al 31 de
diciembre de 2008) referentes a los volúmenes no transportados, cuyos créditos se deven-
garán por retiradas de volúmenes futuros.
Los compromisos de compra de gas, hasta el final del contrato, representan volúmenes
de 24 millones de metros cúbicos al día.

27 GARANtíAS SOBRE LOS CONtRAtOS dE
CONCESIóN PARA LA EXPLOtACIóN
dE PEtRóLEO
Petrobras otorgó garantías a la Agencia Nacional del Petróleo - ANP por un total de
R$ 5.873.564 para los Programas de Exploraciones Mínimas previstos en los contratos
de concesión de las áreas de exploración, permaneciendo en vigor R$ 3.915.792, netos de
los compromisos anteriormente cumplidos. De dicho monto, R$ 2.696.481 corresponden
a la pignoración del petróleo de yacimientos previamente identificados y ya en fase de
producción y R$ 1.219.311 se refieren a garantías bancarias.



28 INFORmACIONES SOBRE SEGmENtOS
dE NEGOCIOS
Petrobras es una Compañía que opera en forma integrada, siendo que la mayor parte de
la producción de petróleo y gas, del área de Explotación y Producción, es transferida para
otras áreas de Petrobras.
En los estados contables por área de negocio, las operaciones de la Compañía se pre-
sentan de acuerdo con la estructura de organización y gestión aprobada el 23 de octubre de
2000, por el Consejo de Administración de Petrobras, y que comprende las siguientes áreas:

a. Exploración y producción: abarca, a través de Petrobras, Brasoil, PNBV, PifCo, PIB
B.V., BOC, Fondo de Inversión Inmobiliaria y Sociedades de Propósito Específico, las
actividades de exploración, desarrollo de la producción y producción de petróleo, LGN
(neto de gas natural) y gas natural en Brasil, con el objetivo de atender, prioritariamen-
te, las refinerías del país y, también, comercializar en los mercados interno y externo el
excedente de petróleo, así como, derivados producidos en las plantas de procesamien-
to de gas natural.

b. Abastecimiento: contempla, a través de Petrobras, Downstream (Refap), Transpetro,
Petroquisa, PifCo, PIB B.V., Refinaria Ipiranga, Quattor Participações, PNBV, Refinaria
Abreu Lima y Sociedad de Propósito Específico, las actividades de refinación, logística,
transporte y comercialización de derivados, petróleo y alcoholes, además de las parti-
cipaciones en empresas petroquímicas en Brasil y dos plantas de fertilizantes.

c. Gas y Energía: engloba, a través de Petrobras, Gaspetro, Petrobras Comercializadora
de Energia, Petrobras Distribuidora, PifCo, Sociedades de Propósito Específico y Termo-
eléctricas, las actividades de transporte y comercialización del gas natural producido en
el país o importado, así como las actividades de transporte y comercialización de GNL
importado, la producción y comercialización de energía eléctrica y las participaciones
societarias en transportadoras y distribuidoras de gas natural y en termoeléctricas.

d. Distribución: responsable por la distribución de derivados, alcoholes y gas natural
vehicular en Brasil, representada por las operaciones de Petrobras Distribuidora y
Alvo Distribuidora.

e. Internacional: abarca, a través de PIB B.V., PifCo, 5283 Participações, BOC y Petro-
bras, las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, suministro, gas y
energía y distribución, realizadas en el exterior, en diversos países de las Américas,
África, Europa y Asia.

En el grupo de órganos corporativos se asignan los ítems que no pueden atribuirse a las de-
más áreas, especialmente los vinculados a la gestión financiera corporativa, el “overhead”

165


relativo a la Administración Central y otros gastos, incluso los actuariales referentes a los
planes de pensión y de salud destinados a los jubilados y beneficiarios.
Las informaciones contables por área de negocio se elaboraron con base en la premisa
de capacidad de control, con el objetivo de atribuir a las áreas de negocio solamente los
ítems sobre los que ellas tengan un control efectivo.

29 INStRumENtOS FINANCIEROS dERIVAtIVOS,
PROtECCIóN PAtRImONIAL (Hedge) y
ACtIVIdAdES dE GEStIóN dE RIESGOS
La Compañía está expuesta a una serie de riesgos de mercado en consecuencia de sus operacio-
nes. Tales riesgos se refieren principalmente al hecho de que eventuales variaciones en los pre-
cios del petróleo y derivados, en las tasas cambiarias y de interés, puedan afectar negativamen-
te los activos y pasivos financieros o flujos de efectivo futuros y ganancias de la Compañía.

29.1 OBjEtIVOS y EStRAtEGIAS dE GEStIóN
dE RIESGOS
Petrobras mantiene una política global de gestión de riesgos que se ha desarrollado bajo el co-
mando de los directores de la Compañía. En 2004, el Directorio Ejecutivo de Petrobras institu-
yó el Comité de Gestión de Riesgos formado por gerentes ejecutivos de todas sus áreas de ne-
gocio y de diversas áreas corporativas. Ese comité, además de tener como objetivo el asegurar
la gestión integrada de las exposiciones al riesgo y de formalizar las principales directrices de
actuación de la Compañía, tiene el objetivo de concentrar las informaciones y discutir sobre
las acciones de gestión del riesgo, facilitando la comunicación con el Directorio y el Consejo de
Administración en aspectos relacionados con las mejores prácticas de gobierno corporativo.
La política de gestión de riesgos del Sistema Petrobras busca contribuir para un equilibrio
adecuado entre sus objetivos de crecimiento y retorno y su nivel de exposición al riesgo, sea
inherente al propio ejercicio de sus actividades o consecuencia del contexto en el que opera, de
modo que, por medio de la asignación efectiva de sus recursos - físicos, financieros y humanos
la Compañía pueda cumplir sus metas estratégicas.
Además de asegurar protección adecuada a sus activos fijos, instalaciones, operaciones y
administradores y orientar las evaluaciones de exposición al riesgo financiero, tributario, re-
gulatorio, de mercado, de las operaciones de crédito, entre otros, la Política de Gestión de Ries-
go de Petrobras busca dejar claro su carácter complementario a las acciones estructurales que
crearán fundamentos económico-financieros sólidos, capaces de asegurar que las oportuni-
dades de crecimiento se aprovecharán aunque sea en condiciones externas adversas.



29.2 GEStIóN dE RIESGO dE mERCAdO dE
PEtRóLEO y dERIVAdOS
a. Política de protección patrimonial (hedge)
Considerando que el plan de negocios de la Compañía utiliza premisas de precio con-
servadoras y que, en condiciones normales, las fluctuaciones de precios de “Commo-
dities” no representan un riesgo significativo para conseguir alcanzar los objetivos
estratégicos, Petrobras, mantiene la exposición al ciclo de precios, no utilizando deri-
vativos para la protección de operaciones sistémicas, o sea, la compra o venta de mer-
cancías con el objetivo de atender las necesidades operativas del Sistema Petrobras.
No obstante, las deliberaciones referentes a esta cuestión son periódicamente revi-
sadas y recomendadas al Comité de Gestión de Riesgos. Caso se indique la protección,
en escenarios con probabilidad significativa de eventos adversos, la estrategia de pro-
tección patrimonial (hedge) se debe realizar con el objetivo de proteger la solvencia y la
liquidez de la Compañía, considerando un análisis integrado de todas las exposiciones al
riesgo de la Compañía y asegurar la realización del plan corporativo de inversiones.
Siguiendo la premisa de considerar solamente la exposición neta consolidada del
riesgo del precio del petróleo y derivados, las operaciones con derivativos en general
se limitan a proteger el resultado de transacciones realizadas en el mercado interna-
cional de cargas físicas, es decir: son operaciones de protección patrimonial (hedge) en
las cuales las variaciones positivas o negativas se compensan total o parcialmente por
resultado opuesto en la posición física.

b. Principales transacciones y compromisos futuros objeto de protección
patrimonial (hedge)
La principales operaciones objeto de protección patrimonial (hedge), realizadas por
las empresas del Sistema Petrobras se destinan a la protección de los resultados espe-
rados de las transacciones realizadas en el exterior.
Con ese objetivo, las operaciones de protección patrimonial (hedge) son por lo
general de corto plazo, acompañando los plazos de las operaciones comerciales. Los
instrumentos utilizados son contratos futuros, a término, swaps y opciones. Las ope-
raciones se realizan en las Bolsas NYMEX – “New York Mercantile Exchange” y ICE
- Intercontinental Exchange, así como en el mercado extra-bursátil internacional.

c. Parámetros utilizados para la gestión de riesgos y resultados obtenidos
en relación a los objetivos propuestos
Los principales parámetros utilizados en la gestión de riesgo para variaciones de pre-
cios de petróleo y derivados de Petrobras son, para las evaluaciones de mediano plazo,
el flujo de efectivo operativo en riesgo (CFAR) y para las evaluaciones de corto plazo,
el Valor en Riesgo (Value at Risk-VAR) y Stop Loss. Se definen límites corporativos para
los parámetros VAR y Stop Loss.

167


Las operaciones protección patrimonial (hedge) liquidadas, durante el período de
enero a diciembre de 2008, correspondían a aproximadamente el (40%) del volumen
comercializado de importación y exportación a partir de Brasil más el volumen total
de las cargas comercializadas en el exterior.

d. Criterios de determinación del valor justo
El valor justo de los derivativos de petróleo y productos derivados se define por medio
de los precios cotizados (sin ajustes) en el mercado, para activos o pasivos idénticos.

e. Valores de referencia (nocional), justo y en riesgo de la cartera
Las principales contrapartes de operaciones de derivativos de petróleo y productos
derivados son la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX), IntercontinentalExhange
y JP Morgan.
La cartera de operaciones comerciales realizadas en el exterior, así como las ope-
raciones de protección patrimonial (hedge) asociadas a su protección por medio de
derivativos de petróleo y productos derivados, presentaba al 31 de diciembre de 2008,
una pérdida máxima estimada para un día (VAR – Value at Risk), calculada a un nivel
de confianza del 95%, de aproximadamente US$ 12 millones.



La tabla a continuación resume las informaciones sobre los contratos de derivativos de
petróleo y productos derivados vigentes.

dERIVAtIVOS dE PEtRóLEO y dERIVAdOS

CONSOLIdAdO
VALOR dE REFERENCIA VALOR juStO
(NOCIONAL) EN mIL BBL* CONtABILIzAdO R$ mIL** VENCImIENtO
31.12.2008 31.12.2007 31.12.2008 31.12.2007

Contratos Futuros (5.205) (5.721) 81.590 17.837 2009
Compromisos de compra 4.218 29.212
Compromisos de venta (9.423) (34.933)
Contratos de Opciones (8.090) (2.256) 2009
Compra (2.790) (1.711)
Posición Titular 220 1.110
Posición Lanzadora (220) (3.900)
Venta (5.300) (546)
Posición Titular 320
Contratos a término (442) (1.608) 1.348 (31.809) 2009
Posición Comprada 2.530 7.253
Posición Vendida (2.972) (8.861)
total registrado en otros activos corrientes 82.938

CONtROLANtE
VALOR dE REFERENCIA VALOR juStO
(NOCIONAL) EN mIL BBL* CONtABILIzAdO R$ mIL** VENCImIENtO
31.12.2008 31.12.2007 31.12.2008 31.12.2007

Contratos Futuros (661) (5.180) 26.606 36.450 2009
Compromisos de compra 158 7.908
Compromisos de venta (819) (2.728)
Contratos de Opciones (8.090) (2.256) 2009
Compra (2.790) (1.711)
Posición Titular 220 1.110
Venta (5.300) (546)
Posición Titular 320
Contratos a término (600) (1.534) 9.921 (22.000) 2009
Posición Comprada 978 2.372
Posición Vendida (1.578) (3.906)
total registrado en otros activos corrientes 36.527
* Valor de Referencia (Nocional) negativo representa posición vendida
** Los valores justos negativos se contabilizaron en el pasivo y los positivos en el activo. Los valores de 2007 se presentan solamente para fines comparativos.

169


f. Ganancias y pérdidas en el período

dERIVAtIVOS dE PEtRóLEO CONSOLIdAdO CONtROLANtE
y PROduCtOS dERIVAdOS 2008 2007 2008 2007
Ganancia (pérdida)
registrada en el 729.458 (396.755) 30.384 (113.159)
resultado
Ganancia (pérdida)
registrada en el
patrimonio neto
g. Valor y tipo de márgenes dados en garantía
Las garantías dadas como colaterales se constituyen, por lo general, en depósitos. El saldo
de los márgenes dados para la cobertura de las operaciones de derivativos de commodities
negociadas en las bolsas de valores y en el mercado extra-bursátil de la Controlante y del
Consolidado, al 31 de diciembre de 2008, era respectivamente de R$ 30.050 y de R$ 318.700.

h. Análisis de sensibilidad
El siguiente análisis de sensibilidad se realizó para el valor justo de los derivativos de
petróleo y productos derivados. El escenario probable es el valor justo al 31 de diciem-
bre de 2008, los escenarios posible y remoto consideran el deterioro en la variable de
riesgo del 25% y el 50% respectivamente, en relación a esta misma fecha.

CONSOLIdAdO
dERIVAtIVOS dE PEtRóLEO y dERIVAdOS RIESGO ESCENARIO PROBA- ESCENARIO POSIBLE ESCENARIO REmOtO
BLE AL 31.12.2008 (∆ dEL 25%) (∆ dEL 50%)
Desplome del Petróleo
Petróleo Brent (2.481) (6.318) (10.156)
Brent
Butano Alza del Butano (602) (2.099) (3.594)
Alza del Petróleo
Petróleo combustible 16.258 10.761 5.263
combustible
Diesel Alza del Diesel 55.445 11.977 (29.450)
Propano Alza del Propano (12) (3.177) (6.343)
Gasolina Alza de la Gasolina 2.161 (33.500) (66.362)
Petróleo WTI Alza del Petróleo WTI 12.169 (29.776) (53.965)
82.938 (52.132) (164.607)



29.3 GEStIóN dE RIESGOS CAmBIARIOS
a. Política protección patrimonial (hedge)
El riesgo cambiario es uno de los riesgos financieros a que está expuesta la empresa, sien-
do originado en movimientos en los niveles o en la volatilidad de la tasa de cambio. En
lo que se refiere a la gestión de estos riesgos, Petrobras busca identificarlos y tratarlos de
forma integrada, buscando asegurar la asignación eficiente de los recursos destinados al
protección patrimonial (hedge).
Aprovechando su actuación integrada en el segmento de energía, la empresa bus-
ca en primer lugar identificar o crear protecciones naturales (hedge naturales), es decir,
beneficiarse de las correlaciones entre sus ingresos y gastos. En el caso específico de la
variación cambiaria inherente a los contratos en donde el costo y la remuneración en-
vuelven monedas distintas, esta protección se realiza por medio de la asignación de las
inversiones de efectivo entre real, dólar u otra moneda.
La gestión de riesgos se realiza para la exposición neta. Se elaboran análisis perió-
dicos del riesgo cambiario subsidiando las decisiones del Directorio Ejecutivo. La estra-
tegia de gestión de riesgos cambiarios envuelve el uso de instrumentos derivativos para
minimizar la exposición cambiaria de ciertas obligaciones de la Compañía.
La subsidiaria Petrobras Distribuidora realiza operaciones de protección patrimo-
nial (hedge). cambiario para cobertura de los márgenes comerciales inherentes a las ex-
portaciones (segmento aviación) para clientes extranjeros. El objetivo de la operación,
contratada concomitantemente con la definición del costo de los productos exportados,
es asegurar que los márgenes comerciales acordados con los clientes extranjeros se man-
tengan durante el plazo en que permanezcan en vigor los precios negociados, así como
durante el plazo comercial de pago. La política interna limita el volumen de operaciones
de protección patrimonial (hedge). cambiario al volumen de los productos exportados.

b. Principales transacciones y compromisos futuros objeto de protección
patrimonial (hedge)
En septiembre de 2006, contratamos una operación de hedge denominada cross
currency swap para cobertura de los Bonds emitidos en yenes de manera de fijar en dó-
lares los costos de la Compañía en esta operación. En el cross currency swap se realiza
un cambio de tasas de interés en diferentes monedas. La tasa de cambio del yen para el
dólar estadounidense se fija en el comienzo de la transacción y permanece fija durante
su existencia. La Compañía no tiene intención de liquidar tales contratos antes del
plazo de vencimiento.
En 2008, la subsidiaria Petrobras Distribuidora contrató operaciones que consisten en
la venta de contratos a término de dólar PTAX sin entrega física (NDFs) en el mercado
extra-bursátil brasileño, lo que permite la fijación del cambio y la protección contra un po-
sible desplome de la tasa en el período. En promedio, el plazo de exposición es de 3 meses.

171


c. Parámetros utilizados para la gestión de riesgo y resultados obtenidos en
relación a los objetivos propuestos
La operación de protección patrimonial hedge denominada cross currency swap sigue
la Deliberación CVM 566/08 refrendada por el CPC 14 Instrumentos Financieros: Re-
conocimento, Medición y Puesta en Evidencia.
Se realizan trimestralmente tests de efectividad que permiten medir hasta qué
punto las alteraciones de valor justo o del flujo de efectivo del ítem protegido son ab-
sorbidas por los mecanismos de protección patrimonial (hedge). El cálculo de efectivi-
dad indicó que el cross currency swap es altamente efectivo en relación a la variación
del flujo de efectivo de los Bonds emitidos en yenes.
La Compañía se posiciona vendida en tasas futuras de cambio por medio de NDFs
(Contrato a término de moneda sin entrega física) en el mercado extrabursátil brasi-
leño. Para el segmento de aviación, que representó el 98,3% de las operaciones con-
tratadas del período, el plazo de exposición es de 3 meses en promedio y la protección
patrimonial (hedge) es contratada concomitantemente a la definición del costo del
queroseno de aviación exportado, fijando y garantizando de esta manera el margen de
comercialización. En el período en cuestión se contrataron operaciones por un valor
de US$ 584.85 millones.
El valor de protección patrimonial (hedge) contratado para las vigencias del año
2008 del segmento de aviación representó el 74,3% del volumen de exportación efecti-
vamente realizado.

d. Criterios de determinación del valor justo
El valor justo de los derivativos se calcula con base en prácticas usuales de mercado,
usando los valores de cierre de las tasas de interés en yen, dólar y real para todo el
período de los contratos.

e. Valores de referencia (nocional), justo y en riesgo de la cartera
La tabla a continuación resume las informaciones sobre los contratos de derivativos
en vigor. Las transacciones de derivativos consideraron los límites aprobados y el
saldo de crédito de cada institución de acuerdo con las orientaciones normativas y
procedimientos establecidos por la Compañía. Las principales contrapartes de esas
operaciones son: Citibank, HSBC y Bradesco.



CONSOLIdAdO
VALOR EN
VALOR dE REFERêNCIA VALOR juStO
VENCImIENtO RIESGO
(NOCIONAL) Em $ mIL CONtABILIzAdO R$ mIL **
R$ mIL*
31.12.2008 31.12.2007 31.12.2008 31.12.2007

Contratos a término de dólar
Posición vendida (uSd) 67.506 117.313 (3.823) 2.782 2009 4.422
Contratos de swaps
Cross Currency Swap 110.489 5.656 2016 59.655
Posición activa
Tasa Promedio de Recibo
35.000.000 35.000.000 978.268 584.451
(JPY) = 2,15%
Posición pasiva
Tasa Promedio de Pago
297.619 297.619 (867.779) (578.795)
(USD) = 5,69%
* Valor en riesgo = pérdida máxima esperada en 1 día con el 95% de confianza en condiciones normales de mercado.
** Los valores justos negativos se contabilizaron en el pasivo circulante y los positivos en el activo no circulante.
Los valores de 2007 son apresentados solamente para fines comparativos.

f. Ganancias y pérdidas en el período

dERIVAtIVOS dE mONEdA CONSOLIdAdO CONtROLANtE
EXtRANjERA 2008 2007 2008 2007
Ganancia (pérdida) registrada
(58.368) 5.694
en el resultado
Ganancia (pérdida) registrada
(69.683)
en el patrimonio neto

g. Valor y tipo de márgenes dados en garantía
Las operaciones existentes de derivativos de moneda extranjera no exigen depósito de
margen de garantía.

h. Análisis de sensibilidad
El siguiente análisis de sensibilidad se realizó para el valor justo de los derivativos de
moneda extranjera. El escenario probable es el valor justo al 31 de diciembre de 2008,
los escenarios posible y remoto consideran el deterioro en la variable de riesgo del 25%
y el 50%, respectivamente, en relación a esta misma fecha.

CONSOLIdAdO

dERIVAtIVOS dE mONEdA EStRANjERA R$ mIL
ESCENARIO PROBABLE ESCENARIO POSIBLE ESCENARIO REmOtO
RIESGO
AL 31.12.2008 (∆ dE 25%) (∆ dE 50%)
Contratos a término de Dólar Valorización del Dólar frente al Real (3.823) (43.284) (82.746)
Cross Currency Swap Devaluación del Yen frente al Dólar 110.489 (85.165) (215.600)

173


29.4 GEStIóN dE RIESGO dE LAS tASAS
dE INtERéS
El riesgo de tasa de interés a que la Compañía está expuesta surge de su deuda de largo
plazo y, en menor medida, de corto plazo. La deuda a tasas de interés fluctuante de mone-
da extranjera está sujeta principalmente a la fluctuación de la tasa libor, y la deuda a tasas
de interés fluctuantes denominada en reales está sujeta principalmente a la fluctuación
de la tasa de interés de largo plazo (TJLP) divulgada por el Banco Central do Brasil. La
Compañía actualmente no utiliza instrumentos financieros derivados para monitorear su
exposición a las fluctuaciones de las tasas de interés.

29.5 INStRumENtOS FINANCIEROS
En el curso normal de sus negocios, la Compañía utiliza diversos tipos de instrumen-
tos financieros.

a. Riesgo de concentración de crédito
Una parte significativa de los activos de la Compañía, incluyendo instrumentos finan-
cieros, se localiza en Brasil. Los instrumentos financieros de la Compañía que están
expuestos al riesgo de concentración de crédito son, principalmente, efectivo y equiva-
lentes al efectivo, títulos gubernamentales, cuentas a cobrar y contratos futuros.
La Compañía adopta diversas medidas para reducir su exposición a riesgos de cré-
dito a niveles aceptables.

b. Valor justo de mercado
El valor justo de mercado de los instrumentos financieros se determina en base a pre-
cios de mercado publicados o, a falta de ellos, al valor presente de los flujos de efectivo
en caja esperados. El valor justo de mercado de los efectivos y equivalentes al efectivo
de cuentas por cobrar de clientes, de la deuda de corto plazo y de cuentas a pagar a
proveedores es equivalente a su valor contable. El valor justo mercado de los activos y
pasivos de largo plazo, no difieren significativamente de su valor contable.

29.6 INStRumENtOS FINANCIEROS
NO dERIVAtIVOS
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía posee instrumentos financieros no deriva-
tivos, debidamente reconocidos en los estados contables, tales como, Efectivo y Equivalen-
tes de Efectivo (Nota 5), Títulos y valores mobiliarios (Nota 10) y Financiaciones (Nota 15).



30 SEGuROS
Para proteger su patrimonio, la filosofía básica de Petrobras es transferir, a través de la
contratación de seguros, los riesgos que, de suceder, pueden generar pérdidas que tengan
impacto significativo sobre el patrimonio de la Compañía, así como también los riesgos su-
jetos a seguro obligatorio, ya sea por disposiciones legales o contractuales. Los demás ries-
gos son cubiertos por autoseguro, y Petrobras intencionalmente se hace cargo del riesgo, en
forma integral, mediante la ausencia de seguro. La Compañía, assume parte importante de
su riesgo, mediante la contratación de franquicias que alcanzar los US$ 50 millones.
Las premisas de riesgo adoptadas, no forman parte del alcance de una auditoria de
los estados contables. Por consecuencia, no fueron examinados por nuestros auditores
independientes.
Las informaciones principales sobre la cobertura de seguros en vigor al 31 de diciem-
bre de 2008 se detallan a continuación:

ImPORtE ASEGuRAdO
ACtIVO tIPOS dE COBERtuRA
Instalaciones, equipos Incendio y riesgos
100.545.218 85.083.797
y existencias operativos
Navíos-tanque y
embarcaciones Cascos 4.075.541
auxiliares
Plataformas fijas,
sistemas flotantes de Riesgos de
42.763.632 15.736.624
producción y unidades petróleo
de perforación marítimas
total 147.384.391 100.820.421

Petrobras no hace seguros de lucros cesantes, control de pozos e de la malla de ductos
en Brasil.
Considerando su porte financiero y sus compromisos e inversiones en las áreas de
Salud, Medio Ambiente y Seguridad (SMS) y Calidad, Petrobras, a ejemplo de las empresas
petrolíferas de porte semejante al suyo, retiene una cuota significativa de su riesgo, inclu-
so a través del aumento de sus franquicias, que pueden alcanzar los US$ 50 millones.

175


31 SEGuRIdAd, mEdIO AmBIENtE y SALud
En 2008, los principales indicadores de seguridad, medio ambiente y salud de Petrobras se
mantuvieron compatibles con los de las mejores empresas mundiales del sector, sin que
se haya registrado en el período ningún evento significativo de derramamiento de petróleo.
Petrobras invierte continuamente en entrenamiento, capacitación y desarrollo de
nuevas tecnologías con el objetivo de prevenir accidentes y de la seguridad y salud de los
trabajadores. Además, mantiene en el país diez Centros de Defensa Ambiental, que traba-
jan en régimen de 24 horas diarias para poder responder con rapidez y eficacia a cualquier
tipo de accidente con derramamiento de petróleo.
Este modelo responsable de actuación contribuyó para que en 2008 Petrobras se man-
tuviera entre las empresas que forman el Índice “Dow Jones” de Sostenibilidad, lo mas
importante del género. En Brasil, además de Petrobras, solamente otras siete empresas
integran ese índice y en el mundo, Petrobras es la única empresa del sector de petróleo y
gas de los países en desarrollo.
Los gastos totales de la Compañía en seguridad, medio ambiente y salud (SMS), con-
siderando inversiones y operaciones, ascendieron en el acumulado de enero a diciembre
de 2008 el monto de R$ 4.482.000, siendo R$ 2.401.000 en seguridad, R$ 1.715.000 en medio
ambiente y R$ 365.000 en salud, sin computar los gastos con Asistencia Multidisciplinaria
de Salud (AMS) y apoyo a programas y/o proyectos ambientales externos.
En ese total se incluyen los gastos realizados con el Pegaso (Programa de Excelencia
en Gestión Ambiental y Seguridad Operativa), que ascendieron en el período, entre inver-
siones y operaciones, a R$ 652.000.



32 EVENtOS SuBSECuENtES
32.1 CREACIóN dE EmPRESAS dEL COmPLEjO
PEtROquímICO dE RIO dE jANEIRO - COmPERj
Petrobras, dando continuación a la implantación del Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro
- COMPERJ, constituyó, el día 5 de febrero de 2009, seis (6) sociedades anónimas en Rio de Janei-
ro, subsidiarias totalmente controladas por Petrobras, conforme se enumera a continuación:
› Comperj Participações S.A.: Sociedad de Propósito Específico, que poseerá las partici-
paciones de Petrobras en las sociedades productoras del COMPERJ;
› Comperj Petroquímicos Básicos S.A.: Sociedad productora de Petroquímicos Básicos;
› Comperj PET S.A.: Sociedad productora de PTA/PET;
› Comperj Estirênicos S.A.: Sociedad productora de Estireno;
› Comperj MEG S.A.: Sociedad productora de Etileno Glicol y Óxido de Eteno; y
› Comperj Poliolefinas S.A.: Sociedad productora de Poliolefinas (PP/PE).

En un primer momento, Petrobras controlará el 100% (cien por ciento) del capital total y
con derecho a voto de esas compañías, cuando se realizará la implantación del modelo de
integración y relaciones de las empresas del COMPERJ. Tal modelo busca captar las siner-
gias originadas por la localización de varias compañías en un mismo local de producción.
Los bienes, obligaciones y derechos relativos al COMPERJ serán oportunamente transferi-
dos por Petrobras para esas sociedades.
Con la constitución de esas empresas, Petrobras comienza la fase de preparación del
Proyecto para la entrada de socios potenciales.

32.2 PIFCO
El 11 de febrero de 2009, Petrobras International Finance Company - PifCo, una subsidia-
ria totalmente controlada por Petrobras, concluyó la emisión de US$ 1,5 mil millones en
títulos del tipo “Global Notes” en el mercado internacional de capitales, con vencimiento
el 15 de marzo de 2019, tasa de interés del 7,875% a.a. y pago semestral de intereses a partir
del 1º de septiembre de 2009. Los recursos captados se destinarán a propósitos corporati-
vos generales, incluso para la financiación del Plan de Negocios de Petrobras 2009-2013.
Esta financiación tuvo costos de emisión estimados en US$ 6 millones, prima de
US$ 26 millones y tasa de interés efectiva del 8,187% a.a. Los Global Notes se constituyen
en obligaciones no garantizadas (unsecured) y no subordinadas de PifCo y cuentan con la
garantía completa e incondicional de Petrobras.

177

INFORMACIONES ADICIONALES SOBRE ACTIVIDADES DE
ExPLORACIóN Y PRODUCIóN DE PETROLéO Y GAS (NO AUDITADAS)

I. INFORmACIONES SOBRE RESERVAS
Las reservas de petróleo y gas comprobadas netas fueron estimadas por la Compañía,
en conformidad con los conceptos de reservas definidos por la “Securities and Exchange
Commission”, de acuerdo con el SFAS Nº 69 – Divulgaciones sobre actividades relativas a
la producción de petróleo y gas (SFAS 69).
Las reservas de petróleo y gas comprobadas corresponden a las cantidades estimadas
de petróleo bruto, gas natural y condensado que de acuerdo con el análisis de los datos de
la geo-ingeniería puedan estimarse con certeza razonable, considerados comerciales, de
un reservorio conocido, bajo las condiciones económicas definidas, métodos de operación
conocidos y bajo las condiciones regulatorias en vigor en una fecha determinada.
Las reservas comprobadas desarrolladas corresponden a las cantidades de hidrocar-
buros que se espera recuperar de pozos existentes con los equipos y métodos operativos
existentes. Las reservas comprobadas no desarrolladas corresponden a los volúmenes de
hidrocarburos que se espera recuperar en función de inversiones futuras en perforación
de pozos, en equipos adicionales.

PEtRóLEO (mIL mILLONES BBL)

BRASIL INtERNACIONAL tOtAL

Saldo al 31/12/2007 9,139 0,414 9,553
Variación de las reservas 0,223 0,015 0,238
Producción (0,646) (0,039) (0,685)
Saldo al 31/12/2008 8,716 0,390 9,106
Reserva de empresas no consolidadas
Saldo al 31/12/2007 0,060 0,060
Saldo al 31/12/2008 0,048 0,048
Reservas comprobadas y desarrolladas
Al 31/12/2007 5,249 0,210 5,459
Al 31/12/2008 5,346 0,211 5,557
(1) Incluye reservas de 110 millones de boe en 2008 (199 millones de boe en 2007) correspondientes a una participación de no controlantes de 41,38% en Pepsa.


La estimativa de reservas tiene incertidumbres inherentes al negocio y, por lo tanto,
puede haber alteraciones a medida que se aumenta el conocimiento, cuando se obtengan
nuevas informaciones.
En 2008, aunque los volúmenes de reservas hayan sufrido el impacto de la reducción
del precio internacional de petróleo, la Compañía, presentó una significativa apropiación
de reservas comprobadas en función de los excelentes resultados obtenidos en campos ya
existentes, por medio de proyectos cuyo objetivo era el aumento de la recuperación de los
citados campos. Es importante subrayar que en las estimativas de reservas de 2008 no se
consideraron los volúmenes del Pre-Sal de la Cuenca de Santos. Sin embargo, el Pre-Sal de
Espírito Santo contribuye en las reservas comprobadas de 2008.
Las reservas de petróleo y gas comprobadas netas estimadas por la Compañía se pre-
sentan en la tabla a continuación:

GAS (mIL mILLONES m³) PEtRóLEO + GAS (mIL mILLONES dE BOE)

BRASIL INtERNACIONAL tOtAL BRASIL INtERNACIONAL (1)
tOtAL

267,050 68,002 335,052 10,818 0,815 11,633
(3,377) 17,155 13,778 0,203 0,116 0,319
(16,030) (6,057) (22,087) (0,747) 0,075 (0,672)
247,643 79,100 326,743 10,274 1,006 11,280

1,894 1,894 0,071 0,071
2,142 2,142 0,061 0,061

122,814 46,143 168,957 6,022 0,482 6,504
134,340 49,694 184,034 6,191 0,504 6,695

179

PARECER dEL CONSEjO FISCAL
CONSEjO dE AdmINIStRACIóN 1. El Consejo Fiscal de Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, durante el ejercicio de sus fun-
Presidenta ciones legales y estatutarias, en una reunión llevada a cabo en esta fecha, ha examina-
Dilma Vana Rousseff do el Informe Anual de la Administración y los Estados Contables, lo que comprendió:
Consejeros El Balance General, El Estado de Resultados, El Estado de Evolución del Patrimonio
silas Rondeau Cavalcante silva
Neto, El Estado de Flujos de Efectivo y El Estado de Valor Agregado, las Notas Explica-
Guido Mantega
José sergio Gabrielli de Azevedo tivas a los Estados Contables y el Parecer de los Auditores Independientes, referentes
Francisco Roberto de Albuquerque al Ejercicio Social finalizado el 31 de diciembre de 2008.
Fábio Colletti Barbosa
Jorge Gerdau Johannpeter 2. Han sido verificadas las siguientes propuestas que serán sometidas a la deliberación
Luciano Galvão Coutinho
de la Asamblea General Ordinaria:1ª) Aprobar la parte que cabe a los administradores
relativamente a la participación en las ganancias o resultados (PLR) del ejercicio de
dIRECtORIA EjECutIVA 2008; 2ª) Aprobar los Estados Contables de Petrobras (Controlante y Consolidadas) del
Presidente Ejercicio Social de 2008; 3ª) Aprobar la Retención de Ganancias en el Patrimonio Neto,
José sergio Gabrielli de Azevedo en la Reserva de Retención de Ganancias, por un monto de R$ 25.217 millones, siendo
Director Financiero y R$ 23.779 millones provenientes del saldo de la ganancia neta del ejercicio y R$ 1.438
de Relaciones con Inversores
millones del saldo remanente de ganancias acumuladas, destinada a atender de forma
Almir Guilherme Barbassa
parcial a la programación de inversiones, con base en el Presupuesto de Capital de 2009,
Director de Servicios
por un monto de R$ 42.538 millones (Recursos Propios: R$ 25.824 millones; y Recursos
Renato de souza Duque
de Terceros: R$ 16.714 millones); y 4ª) Aprobar la destinación de la ganancia neta, con-
Director de Exploración y Producción
siderando la distribución de dividendos del ejercicio de 2008 por el monto de R$ 9.915
Guilherme de oliveira Estrella
millones (correspondiente a 29,04% de la ganancia básica – R$ 1,13 por acción ordinaria
Director de Abastecimiento
Paulo Roberto Costa
y preferida) incluyen interés sobre el capital propio por el monto de R$ 7.019 millones
(correspondiente a R$ 0,80 por acción).
Directora de Gas y Energía
Maria das Graças silva Foster 3. Con base en los exámenes efectuados y con el parecer de KPMG Auditores Independentes,
Director Internacional del 06 de marzo de 2009, presentando sin reservas, el Consejo Fiscal opina favorablemen-
Jorge Luiz Zelada te a la aprobación de las referidas matérias a ser sometidas a discusión y votación en la
Asamblea General Ordinaria de los Accionistas de Petrobras, que se celebrará el 08 de
abril de 2009.

Contador - CRC-RJ 35.286/O-1
Marcos Menezes Rio de Janeiro, 6 de marzo de 2009

Marcus Pereira Aucélio Nelson Rocha
Presidente Consejero

César Acosta Rech Túlio Luiz Zamin
Consejero Consejero

Maria Lúcia de Oliveira Falcón
Consejera


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

CrÉditos
Contabilidad y Comunicación Institucional
Coordinación General, Producción, Redacción e Edición

Cuca Design
Proyecto Gráfico y Diagramación

Tapioca Comunicação
Producción Editorial

Murilo Souza de Sá
Revisión

Pancrom
Impresión

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