InformeActividades2010

Sumario
PERFIL, MISIÓN, VISIÓN 2020

PRINCIPALES INDICADORES

MENSAJE DEL PRESIDENTE

RESULTADOS Y GESTIÓN
- Análisis del mercado de petróleo
- Estrategia y desempeño empresarial
- Desempeño de las acciones
- Gobierno Corporativo
- Gestión de riesgos
- Financiaciones
- Recursos Humanos

NEGOCIOS
- Exploración y Producción
- Refinación y Comercialización
- Petroquímica
- Transporte
- Distribución
- Gas natural
- Energía eléctrica

BIOCOMBUSTIBLES

INTERNACIONAL
- Actuación internacional
- Desarrollo de los negocios

Investigación y Desarrollo

RESPONSABILIDAD SOCIAL Y AMBIENTAL
- Gestión en Responsabilidad Social
- Seguridad, Medio Ambiente, Eficiencia Energética y Salud

ORGANIZACIÓN GENERAL DE PETROBRAS

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Informe de Actividades 2010

Perfil

Empresa líder del sector petrolífero brasileño fundada en 1953. Petrobras es
una sociedad anónima de capital abierto que llega al final de 2010 como la
tercera mayor compañía de energía del mundo, en base al valor de mercado,
según el ranking de la consultora PFC Energy.

En la industria de petróleo, gas y energía, actúa de forma integrada y
especializada en los segmentos de exploración y producción, refinación,
comercialización, transporte, petroquímica, distribución de derivados, gas
natural, energía y biocombustibles.

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 preferida por nuestros públicos de interés.

Atributos de la Visión 2020

Nuestra actuación se destacará por:

• Fuerte presencia internacional
• Referencia mundial en biocombustibles
• Excelencia operativa, en gestión, eficiencia energética, recursos humanos
y tecnología
• Rentabilidad
• Referencia en responsabilidad social y ambiental
• Compromiso con el desarrollo sustentable

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POSICIÓN ACCIONARIA AL CIERRE DE 2010
Capital Votante - Acciones Ordinarias Capital No Votante - Acciones Preferentes

8,0%

5,4%
Go bierno Federal 28,0%
2,5% 31,6% Go bierno Federal
A DR Nivel 3
A DR Nivel 3
FM P - FGTS P etro bras
20,5% Extranjero s (Reso lució n nº 2689
Extranjero s (Resolució n nº 2689 C.M .N)
63,6% C.M .N) Demás perso nas físicas y jurídicas
Demás perso nas físicas y jurídicas
14,0%
26,4%

Capital Social

18,2%
Go bierno Federal

A DR Nivel 3

9,1% 48,3% FM P - FGTS P etro bras

1,4% Extranjero s (Reso lució n nº 2689
C.M .N)
Demás perso nas físicas y jurídicas

23,0%

PRINCIPALES INDICADORES

Producción de Petróleo, GNL, Condensado y Gas Natural (mil boed)
Reservas Probadas de Petróleo, GNL, Condensado y Gas
Natural - Criterio ANP/SPE (mil millones de boe)
2.400 2.526 2.583
2.297 2.301
428 16,0
420 413 15,0 15,0 15,1 14,9
374 381 2,6
2,7 2,6 2,6 2,3

1.923 1.920 1.980 2.113 2.155
12,3 12,4 12,5 12,6 13,4

2006 2007 2008 2009 2010 2006 2007 2008 2009 2010
Petróleo, GNL y Condensado Gas Natural Petróleo, GNL y Condensado Gas Natural

Ganancia Neta Consolidada (R$ millones)
Ganancia/Acción Consolidado (R$/acción)

35.189
32.988 3,76
30.051 3,43 3,57
25.919 2,95
21.512 2,45

'

2006 2007 2008 2009 2010 2006 2007 2008 2009 2010

4

Endeudamiento Bruto Consolidado (R$ mil millones)
Índice de Endeudamiento de Petrobras

102,2
31%
28% 86,9
26%
23% 21%
19% 17%
16% 15% 13% 73,4
50,8
62,1
33,5 48,8
30,8
18,8
26,7
2006 2007 2008 2009 2010 13,1 9,0 13,9 15,6 15,7

Endeudamiento Corto Plazo/Endeudamiento Total 2006 2007 2008 2009 2010
Endeudamiento Neto/Capitalización Neta Corto Plazo Largo Plazo Endeudamiento Neto

Derrames de Petróleo y Derivados (m³) Valor de Mercado vs. Valor Patrimonial (R$ mil millones)

668
430
347
380
436 230 307
386 224
293
254 114
98 144 164

2006 2007 2008 2009 2010

2006 2007 2008 2009 2010
Valor de Mercado Valor Patrimonial

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MENSAJE DEL PRESIDENTE
Tres grandes realizaciones marcaron el año 2010: el inicio de la operación del
sistema piloto del campo de Lula, en el área de acumulación conocida como
Tupi, en el presal de la cuenca de Santos; la captación de R$ 120,2 mil
millones por la mayor oferta pública de acciones ya realizada en el mundo; y la
firma del Contrato de Cesión Onerosa, que aseguró a la compañía el derecho a
producir 5 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe) en áreas no
licitadas del presal.

La dedicación de Petrobras en explorar nuevas fronteras de negocios llevó a
esas conquistas, que fortalecen a la compañía. Petrobras cuenta con una
robusta cartera en el presal de la cuenca de Santos, la región exploratoria más
prometedora de la costa brasileña. La operación de capitalización suministró a
la compañía los recursos para el Contrato de Cesión Onerosa, así como para la
financiación del plan de Negocios 2010-2014, que prevé inversiones de
US$ 224 mil millones.

El beneficio neto ascendió a 35,2 mil millones, valor el 17% superior al de 2009,
lo que refleja la expansión de la economía brasileña, el crecimiento de la
producción de petróleo y gas natural, el aumento de los volúmenes de venta de
derivados en el mercado brasileño y la recuperación de las cotizaciones
internacionales de petróleo. La producción brasileña de petróleo y líquidos de
gas natural alcanzó los 2.004 mil barriles de petróleo por día (bpd), volumen el
1,7% superior al registrado en 2009, debido, sobre todo, a la entrada en
operación de nuevas plataformas. La producción de gas natural en Brasil
ascendió a 56,6 millones de m³/día, lo que representa un aumento del 5,6%
con relación al año anterior. El volumen total de petróleo y gas natural
producido por Petrobras en 2010 fue de 2.583 mil boed, de los cuales 245 mil
provienen de unidades en el exterior.

Las reservas probadas de petróleo y gas natural de la compañía, según el
criterio ANP/SPE, alcanzaron los 15,986 mil millones de boe al cierre de 2010,
lo que representó un aumento del 7,5% con relación a 2009 gracias a la
incorporación de nuevos descubrimientos, como los campos de Lula y
Cernambi. El índice de reposición de reservas fue del 229%, es decir, para
cada barril de petróleo equivalente producido, Petrobras agregó 2,29 barriles a
sus reservas.

Los excelentes resultados obtenidos en 2010 comprueban la correcta dirección
estratégica de Petrobras. En el año se invirtieron R$ 76,4 mil millones, el 8%
superior a 2009. Las inversiones se destinaron, principalmente, al aumento de
la producción de petróleo y gas natural, a la mejora y ampliación del parque de
refinación, a la contratación de nuevas embarcaciones para transporte de sus
productos, y a la conclusión de obras de la red de ductos que interconecta a
todos los grandes mercados de Brasil. Las inversiones de gran porte en cada
segmento en que la compañía opera consolidan la posición de Petrobras como
compañía integrada de energía.

6

Del total invertido, la mayor parte, el 42%, se dirigió al área de Exploración y
Producción, que recibió 32,4 mil millones, valor el 5% superior al año 2009. Las
inversiones tuvieron por objeto aumentar la producción y las reservas de
petróleo y gas natural. En el presal, se destacó la entrada en operación del
sistema piloto de Lula, con capacidad nominal de 100 mil barriles por día de
petróleo y de 5 millones de m3 de gas natural.

En el área de Abastecimiento, se invirtieron R$ 28,0 mil millones, lo que
equivale a un aumento del 70% con relación al año anterior. La compañía dio
continuidad a las obras de instalación de la refinería Abreu e Lima y del
Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro (Comperj), además de haber iniciado
el proyecto de dos refinerías Premium, siempre con el objeto de valorizar el
petróleo producido en Brasil y asegurar el abastecimiento del mercado
brasileño de derivados.

El área de Gas y Energía invirtió R$ 4,9 mil millones, valor correspondiente al
6% del total. Dichos recursos se destinaron, sobre todo, a la integración de las
redes Sudeste-Nordeste de gasoductos, principalmente a través del Gasene, lo
que viabilizará la diversificación y flexibilización de las fuentes de
abastecimiento de gas natural.

Para ampliar su participación en los negocios de biodiesel y etanol, la
compañía invirtió en esta área R$ 1,2 mil millones, equivalentes al 2% del total.
En el área de Distribución, Petrobras siguió expandiendo su participación en el
mercado y mantuvo el liderazgo en el mercado local de combustibles con una
participación de mercado del 38,8%. Para ello, invirtió R$ 895 millones,
equivalentes al 1% del total, principalmente en los proyectos del mercado
automotor y en las áreas de logística y operaciones.

Nuestro desempeño es el fruto de inversiones masivas en desarrollo
tecnológico y en la calificación de empleados aliadas al compromiso
permanente con la adopción de buenas prácticas de gobierno corporativo. Año
tras año, Petrobras queda en evidencia mundialmente por el pionerismo
tecnológico en la exploración y producción de petróleo. Petrobras es la
compañía brasileña que más invierte en I&D. En 2010, invirtió R$ 1,8 mil
millones en dicha área, con destaque para la duplicación del Centro de
Investigaciones, uno de los mayores del mundo, fundamental para el desarrollo
de nuevas tecnologías para todos los segmentos de actuación de la compañía,
especialmente la producción de petróleo en el presal.

Para hacer frente a los desafíos empresariales y a la expansión de los
negocios de la compañía, el Sistema Petrobras aumentó su plantilla el 4,65%
con relación a 2009, así cerró el año con 80.492 empleados. Solamente con
relación a Petrobras Controladora, se realizaron dos procesos de selección,
con la participación de alrededor de 336.000 candidatos inscriptos y 2.687
admitidos.

Con actuación en todos los continentes y actividades operativas en 25 países,
además de Brasil, Petrobras cerró el año 2010 tercera en el ranking de las
empresas globales de energía en valor de mercado. Por quinto año
7

consecutivo integramos el Índice Dow Jones de Sustentabilidad, el más
importante en este ítem en el mundo, lo que refleja nuestro compromiso con el
medio ambiente y el desarrollo sostenible.

En 2010, Petrobras demostró una vez más su competencia para superar
desafíos. Conquistas tecnológicas, aumento de reservas y de producción,
expansión y modernización del parque de refinación y capitalización aseguran
la solidez necesaria para la compañía y garantizan la continuidad en la
implementación de su Plan de Negocios.

José Sergio Gabrielli de Azevedo
Presidente de Petrobras

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RESULTADOS Y GESTIÓN

Análisis del mercado de petróleo
El mejor desempeño de la economía mundial proporcionó un año más de
recuperación del mercado de petróleo. El precio del barril de Brent varió menos
que en 2009, con mínimo de US$ 69,55 y máximo de US$ 94,75. El valor
medio anual se ubicó en US$ 79,47, un alza del 29% con relación a la
cotización media de 2009.

El consumo de petróleo en 2010 volvió a los niveles anteriores a la crisis y
superaron la proyección inicial de los analistas. El alza fue liderado en términos
absolutos por los países no miembros de la Organización para la Cooperación
y el Desarrollo Económicos (OCDE), como China e India que, una vez más, se
destacaron con crecimiento de la demanda superior a la media de los últimos
cinco años. El consumo de los países de la OCDE también excedió las
estimativas, especialmente en el segundo semestre.

Con relación a la oferta, no se confirmó el recelo de que el crecimiento de la
producción de petróleo no OPEP (Organización de los Países Exportadores de
Petróleo) pudiera ser significativamente afectado por la crisis económica de
2008. Rusia mantuvo el nivel de aproximadamente 10 millones de bpd,
mientras que Brasil, Canadá y China registraron aumento en 2010. Los
volúmenes producidos en la región del Mar del Norte y de México, por su parte,
continuaron disminuyendo. Líquidos de gas natural y condensados (GNL) de la
OPEP (no sujetos a las cuotas de producción) presentaron un alza relevante.
Como en 2009, la OPEP produjo más que la meta de 24,8 millones de bpd,
establecida en diciembre de 2008.

El accidente en el Golfo de México, en la plataforma Deepwater Horizon,
acarreó la moratoria de la exploración de petróleo en Estados Unidos por
algunos meses, pero no ocasionó impacto expresivo en el volumen producido
en dicho país en 2010. En el ambiente geopolítico, las sanciones contra Irán
aliadas a los movimientos de guerrilla de Nigeria fueron los eventos que más
marcaron, pero no afectaron de forma acentuada los precios del petróleo.

Estrategia y desempeño empresarial

Estrategia
La estrategia corporativa incluye la expansión de todos los negocios de la
compañía y se basa en los siguientes factores de sustentabilidad: crecimiento
integrado, rentabilidad y responsabilidad social y ambiental. El programa de
inversiones para alcanzar las metas de crecimiento del Plan de Negocios 2010-
2014 asciende a US$ 224 mil millones. De este total, US$ 212,3 mil millones se
destinan a proyectos en Brasil y US$ 11,7 mil millones, a actividades en el
exterior, con foco en Estados Unidos, Latinoamérica y África occidental.

9

Plan de Negocios 2010-14
US$ 224 mil millones

33%

73,6

8%
17,8

3,5 5,1 2%
2,8
2,5 2%
118,8
1%
1%

53%

E&P RTC G&E Petroquímica Biocombustibles Corporativo Distribución

El segmento de Exploración y Producción (E&P) concentra la mayor parte de
las inversiones. En total, serán US$ 118,8 mil millones – el 53% del total
aprobado para el período. De este valor, aproximadamente US$ 33 mil millones
se destinan al desarrollo del presal, cuya producción deberá alcanzar 241 mil
bpd de petróleo en 2014. El Plan 2010-2014 priorizó la producción local. La
producción total de petróleo y gas natural deberá alcanzar 3.907 mil boed en
2014, de los cuales 3.603 mil boed serán en Brasil.

El segmento de Refinación, Transporte y Comercialización (RTC) contará con
US$ 73,6 mil millones, equivalentes al 33% del total de las inversiones. Se
mantendrá la estrategia de aumentar la capacidad de refinación asegurando el
abastecimiento nacional. Las inversiones se concentrarán en la mejora de la
calidad de combustibles, en la elevación del nivel de procesamiento de petróleo
pesado y en la expansión de la capacidad del parque de refinación. La carga
procesada de petróleo en Brasil deberá llegar a 2.260 mil bpd hasta 2014 con
la entrada en operación de la refinería Abreu e Lima, en 2012, de la primera
fase del Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro (Comperj), en 2013, y de la
primera fase de la refinería Premium I, en 2014.

Las inversiones en Gas y Energía (G&E), de US$ 17,8 mil millones, se destinan
a la conclusión de la ampliación de la red de transporte de gas natural y a la
generación de energías termoeléctrica, eólica y de biomasa. Además, estas
inversiones permitirán transportar el gas del presal, la conversión del gas
natural en urea y amonio y la actuación en la cadena de GNL.

El Plan establece que los proyectos tengan el 67% de contenido nacional, con
generación de pedidos de US$ 28,4 mil millones/año, en media, a los

10

proveedores establecidos en Brasil y creación de 1,46 millones de puestos de
trabajo directos e indirectos en todo Brasil.

Inversiones

Inversiones Consolidadas

R$ millones
Ejercicio
2010 % 2009 % %
• Inversiones Directas 73.631 96 63.663 90 16
Exploración y producción 32.426 42 30.819 44 5
Abastecimiento 28.007 38 16.508 23 70
Gas y Energía 4.884 6 6.562 9 (26)
Internacional 4.771 6 6.833 10 (30)
Distribuición 895 1 635 1 41
Corporativo 2.648 3 2.306 3 15
• Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 2.780 4 5.564 8 (50)
• Emprendimientos en Negociación - - 1.530 2
Total de inversiones 76.411 100 70.757 100 8

En 2010, Petrobras invirtió R$ 76,4 mil millones, principalmente en la actividad
exploratoria y en tecnología, como base para su crecimiento y garantía del
desarrollo de toda su cadena productiva. También se realizaron inversiones
buscando las sinergias operativas y la integración de los negocios, en línea con
su Plan Estratégico, que prevé crecimiento integrado, rentabilidad y
responsabilidad social y ambiental.

El Área de Exploración y Producción recibió volumen récord de inversiones:
R$ 32,4 mil millones, correspondientes al 42% del total. En línea con el Plan
Estratégico, las inversiones tuvieron por objeto el aumento de la producción y
de las reservas de petróleo y gas natural. En el presal, se destacaron el
Sistema Piloto de Lula (antigua área de Tupi), que inició su producción el último
trimestre, con capacidad nominal de 100 mil bpd de petróleo y de 5 millones de
m³/día de gas natural, y el inicio de las inversiones en 8 FPSO (unidades que
producen, almacenan y transfieren petróleo y gas) replicantes a ser utilizados
en el desarrollo de la producción del polo presal de la cuenca de Santos. Las
unidades son denominadas replicantes porque sus cascos idénticos son
producidos en serie, lo que permite más rapidez en el proceso de construcción
y consecuente optimización de los costes. Continúan las inversiones en el
desarrollo de campos de producción del post-sal do sudeste brasileiro.

El área de Abastecimiento invirtió R$ 28,0 mil millones, el 38% del total de las
inversiones. Continuaron las obras de instalación de la refinería Abreu e Lima y
del Comperj, y comenzaron las inversiones en las dos refinerías Premium a fin
de valorizar el petróleo producido, asegurar el abastecimiento del mercado
brasileño de derivados e intensificar la exportación de derivados. Petrobras
siguió invirtiendo en mejorar el perfil de producción de derivados y la calidad de
dichos productos para cumplir con los más rigurosos estándares
internacionales y ambientales. Además, se intensificaron las inversiones en
ductos y en la expansión de la flota.

11

El área de Gas y Energía recibió R$ 4,9 mil millones, el 6% del total de las
inversiones. Estos recursos se aplicaron principalmente a la integración de las
redes sudeste-nordeste de gasoductos, lo que permitirá diversificar y flexibilizar
las fuentes de suministro de gas natural y aprovechar mejor el gas asociado
producido en el presal. Se inauguraron los gasoductos Gasduc III, que aumenta
la flexibilidad de oferta y la capacidad para atender al mercado del Sudeste;
Gasbel II, que promoverá la garantía de funcionamiento simultáneo de las
usinas termoeléctricas (UTE) Aureliano Chaves y Juiz de Fora y permitirá
instalar nuevas unidades en la región; y Pilar-Ipojuca, que llevará gas natural a
importantes emprendimientos, como la refinería Abreu e Lima y
PetroquímicaSuape. Otro importante proyecto es el gasoducto Gastau, cuya
inauguración está prevista para 2011 y que tiene función estratégica en el
desarrollo del presal de la cuenca de Santos.

En el área de Distribución de Derivados y Biocombustibles, Petrobras continuó
expandiendo su participación de mercado e invirtió R$ 895 millones (1% del
total de las inversiones), principalmente en los proyectos del mercado
automotor y en las áreas de logística y operaciones, contribuyendo al
crecimiento de su participación de mercado.

El área Internacional invirtió R$ 4,8 mil millones, equivalentes al 6% del total,
con foco en los proyectos de exploración y producción en campos en la parte
estadounidense del Golfo de México, en Nigeria y en Angola. Se destacaron las
adquisiciones de la participación del 100% de los campos de Cascade y del
66,7% del campo de Chinook, ambos en el Golfo de México; las inversiones en
exploración de petróleo y gas natural en las cuencas de Medanito y Malvinas,
en Argentina; y la exploración y producción de petróleo en aguas profundas en
los campos de Akpo, Agbami y Egina, en Nigeria, donde el petróleo es liviano,
con reducido tenor de azufre.

Para conquistar una participación relevante en los negocios de biodiesel y
etanol, la compañía invirtió R$ 1,2 mil millones en 2010 en el negocio de
biocombustibles, el equivalente al 2% del total. Petrobras ingresó al mercado
de etanol con integraciones de R$ 132 millones en el capital social de Total
Agroindústria Canavieira S.A. y de R$ 682 millones de Açúcar Guarani S.A..
También se realizaron inversiones en la duplicación de la usina de Candeias
(Bahia); en el aumento de la capacidad de producción de las usinas de
Quixadá (Ceará) y Montes Claros (Minas Gerais); y en la adaptación de las
usinas experimentales de Guamaré (Rio Grande do Norte), para producción en
escala comercial.

Desempeño de las acciones
Después de la fuerte recuperación del mercado accionario brasileño en 2009,
el año de 2010 se vio marcado por la estabilidad. El Ibovespa cerró el período
con alza del 1,04%, a los 69.305 puntos. La Bolsa de Valores de São Paulo
(BM&FBovespa) registró el mayor volumen de negocios de la historia, lo que
comprobando la solidez del mercado accionario brasileño. En Estados Unidos,
el índice Dow Jones terminó el año con valorización del 11,02%.

12

A pesar de los buenos resultados operativos y de la confirmación del enorme
potencial de la región del presal, con la declaración de comercialidad de las
áreas de Tupi e Iracema a fin de año (bautizados Lula y Cernambi,
respectivamente), las acciones de la compañía cerraron el año en baja. En la
BM&FBovespa, las acciones ordinarias (PETR3) cayeron el 26,65% y las
preferidas (PETR4), 25,62%. En la Bolsa de Nueva York (NYSE), donde se
negocian los recibos ordinarios (PBR) y preferidos (PBR/A), las bajas fueron
del 20,63% y el 19,38%, respectivamente. Incluso con la caída de las
cotizaciones, el valor de mercado de la compañía cerró el ejercicio el 18,6%
superior al registrado en 2009, alcanzando US$ 236,5 mil millones, como
consecuencia del proceso de capitalización.

Una gran cantidad de nuevos inversores participó en la capitalización de
Petrobras, elevando a 396.975 el número de accionistas en la BM&FBovespa
al 31 de diciembre de 2010, un aumento del 26,48% con relación al año
anterior. Considerando los tenedores de cuotas de fondos de inversiones en
acciones de Petrobras, los inversores de recursos con el FGTS y los tenedores
de ADR (aproximadamente 180.000), el total de inversores de la compañía
estuvo en torno de un millón.

La Compañía distribuyó dividendos brutos de R$ 1,03 por acción ordinaria o
preferida referentes al ejercicio 2010, lo que totalizó R$ 11,73 mil millones.
Además, en 2010, Petrobras aprobó y pagó distribuciones anticipadas de
intereses sobre el capital propio (JCP) referentes al ejercicio 2010. El valor de
ese anticipo fue de R$ 0,91 por acción ordinaria o preferida, un total de
R$ 7,95 mil millones.

Volumen Financiero Negociado en la BM&FBovespa
media diaria en R$ millones

885

651
624
579

PETR3
PETR4

287

162 151 166
106
54

2006 2007 2008 2009 2010

Fuente: Bloomberg

13

Accionistas en la BM&FBovespa
(sin considerar cuotistas del FGTS ey de los FIAs Petrobras)
La emisión de acciones para capitalización de la compañía proporcionó un significativo aumento del número de accionistas
en septiembre de 2010.

396.975

344.179

313.870

190.952
167.580

31/12/2006 31/12/2007 31/12/2008 31/12/2009 31/12/2010

Fuente: BM&FBovespa FIAs= Fondo de Inversiones en Acciones

Comparación de Retornos Anuales: Petrobras PN (PETR4) e Ibovespa
(suponiendo reinversión de dividendos)

83,9% 66,0%
6,4% 82,7%

5,4%
40,9%
47,2%
37,8%
7,1% 77,5%
60,6%

33,8% -23,0%
-46,1%
1,0%
2,6%
2,3%

-25,6%

-48,3%

-41,2%

2006 2007 2008 2009 2010

Retorno de las acciones (PETR4) Dividendos Retorno del Ibovespa (*)

Fuente: Bloomberg (*) incluye dividendos a efectos de comparación

14

Comparación de Retornos Anuales: PBR y Amex Oil
(suponiendo reinversión de dividendos)

131,4%
7,6%

100,5%
5,8%

123,8%

50,5% 94,7%

6,0%

44,5%
34,1% -18,1%
13,0%
22,8% -55,7% 13,6%

1,8% 2,5%
-20,6%

-35,4%

-57,5%

2006 2007 2008 2009 2010

Retorno de las acciones (PBR) Dividendos Retorno del Amex Oil (*)

Fuente: Bloomberg (*) incluye dividendos a efectos de comparación

Rendimiento de las Acciones de Petrobras e Ibovespa(*)
Variación Real Acumulada

300%
234,7%
250% 212,2%
200%
150% 98,6%
100% 54,5%
50% 9,5% 10,4%
0%
-50% -9,2%
-33,2% -34,1%
-100%

10 años 5 años 1 año
IBOVESPA PETROBRAS PN PETROBRAS ON

*Se utilizó el IGP-DI como deflactor. Fuente: Bloomberg

Capitalización
En 2010, Petrobras realizó la mayor oferta de acciones de la historia, que
resultó en la emisión de 2.369.106.798 acciones ordinarias y de 1.901.313.392
acciones preferidas, lo que totalizó R$ 120,2 mil millones (US$ 69,9 mil
millones), de los cuales R$ 45,5 mil millones fueron para caja y R$ 74,8 mil
millones se destinaron al pago de la cesión onerosa de los derechos de
producción de hasta 5 mil millones de barriles de petróleo equivalente en áreas
no licitadas del presal.

En Brasil, el precio por acción ordinaria fue de R$ 29,65 y por preferida,
R$ 26,30. En Estados Unidos, los precios fueron de US$ 34,49 y US$ 30,59,
para los recibos ordinarios y preferidos, respectivamente. Aproximadamente
145 mil inversores participaron en la operación; el Estado Nacional, el BNDES
y el Fondo Soberano aportaron US$ 46,4 mil millones, aumentándose así la
participación del Gobierno en la composición del capital social de Petrobras.
15

La capitalización contribuyó también a mantener los índices de apalancamiento
de la compañía en niveles dentro de las metas trazadas por la administración:
Deuda Neta/Capitalización entre el 25% y el 35% y Deuda Neta/EBITDA de
cómo máximo 2,5 veces. Finalizando el año 2010 con apalancamiento en 17%,
Petrobras podrá captar recursos adicionales del mercado en los próximos años
y garantizar financiación para realizar sus proyectos.

Gobierno Corporativo

Petrobras adopta las mejores prácticas de gobierno corporativo y los más
avanzados instrumentos de gestión. Por ser una compañía de capital abierto,
está sujeta a las reglas de la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM) y de la
BM&FBovespa. En el exterior, cumple las normas de la Securities and
Exchange Commission (SEC) y de la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE),
en Estados Unidos; de Latibex de la Bolsa de Madrid, en España; de la Bolsa
de Comercio de Buenos Aires y de la Comisión Nacional de Valores (CNV), en
Argentina.

La compañía adopta estándares internacionales de transparencia en respeto a
sus diversos públicos de interés: accionistas, inversores, clientes, proveedores,
empleados y la sociedad, entre otros.

La estructura de Gobierno Corporativo de Petrobras está compuesta por:
Consejo de Administración y sus comités, Dirección Ejecutiva, Consejo Fiscal,
Auditoría Interna, Ombudsman General, Comité de Negocios y Comités de
Integración.

En 2010, el Plan Básico de Organización, aprobado por el Consejo de
Administración, fue mejorado para considerar el Modelo de Gobierno
Corporativo de Petrobras, así como su estructura de Comités del Consejo de
Administración, Comité de Negocios y Comités de Integración.

El Consejo de Administración estableció mandato de dos años para el titular del
Ombudsman General Petrobras, que puede ser reconducido una única vez por
igual período, incluyendo esta práctica en las Directrices de Gobierno
Corporativo de la compañía.

Controles internos

Petrobras, Petrobras International Finance Company (PifCo) y Petrobras
Argentina concluyeron sus Certificaciones de Controles Internos del ejercicio
2009, de acuerdo con la sección 404 de la Ley Sarbanes-Oxley (SOX) y con la
Instrucción CVM 480/09. Los informes financieros consolidados fueron
certificados sin salvedades por los auditores independientes, repitiendo el éxito
alcanzado en los ejercicios anteriores.

En diciembre de 2009, la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM) divulgó la
Instrucción CVM 480, que, a ejemplo de SOX (aplicable a las empresas
16

reguladas por la Securities and Exchange Commission – SEC), exige que los
directores de las empresas con acciones negociadas en la BM&FBovespa
certifiquen la efectividad de los controles internos de la compañía al cierre de
cada ejercicio.

Estas certificaciones son planificadas y puestas en práctica por el área
corporativa de Controles Internos de Petrobras e incluyen los principales
procesos de la controladora, así como de las subsidiarias y controladas que se
encuadren en la categoría de relevantes, de acuerdo con los requisitos de
SOX/CVM y sus reglamentaciones. La supervisión de los trabajos es una
atribución de los Comités Corporativos de la Dirección Financiera y del Comité
de Auditoría del Consejo de Administración.

El proceso de certificación anual está estructurado en tres etapas: evaluación
de los controles a nivel de entidad (entity level) para diagnosticar el ambiente
de gobierno corporativo; autoevaluación, por los gestores, del diseño de
procesos empresariales y de los controles internos; y prueba de dichos
controles por la Auditoría Interna.

Informaciones sobre la prestación de otros servicios que no
sean de auditoría externa por el auditor independiente
(Instrucción CVM 381/2003)
Petrobras utiliza instrumentos de gestión empresarial pautada en su Código de
Ética, Código de Buenas Prácticas y Directrices de Gobierno Corporativo.

El estatuto social de la compañía, en su artículo 29 determina que los auditores
independientes no podrán prestar servicios de consultoría para Petrobras
durante la vigencia del contrato de auditoría.

Petrobras contrató KPMG Auditores Independentes para la prestación de
Servicios Técnicos Especializados en Auditoría Contable en los ejercicios
sociales 2006, 2007, 2008, desde abril de 2006.

En abril de 2009, el contrato fue prorrogado por otros dos años, para los
ejercicios 2009 y 2010.

Durante el ejercicio 2010, KPMG Auditores Independentes prestó los siguientes
servicios para Petrobras y sus subsidiarias e controladas:

R$ Mil
Auditoría contable 24.448
Auditoría SOX 2.740
Servicios relacionados con la auditoría 345
Auditoría de impuestos 700
Otros 218
Total de los servicios 28.451

17

Gestión de riesgos

La gestión de riesgos de Petrobras es responsabilidad de sus directores por
intermedio del Comité de Integración Financiera y está alineado con los
objetivos y metas corporativos establecidos en el Plan de Negocios 2010-2014.

Factores como variaciones en el precio del petróleo y sus derivados, tasas de
interés (nacionales e internacionales), oscilaciones cambiarias y otras clases
de riesgo tienen un impacto en los resultados y exigen un monitoreo constante
para adecuar el grado de tolerancia de riesgos, a las metas de crecimiento y a
la expectativa de rentabilidad.

Riesgos de mercado
Petrobras limita las operaciones con derivados a transacciones específicas a
corto plazo. Las operaciones con derivados (futuros, swaps y opciones) se
realizan exclusivamente para proteger el resultado de transacciones de cargas
físicas en el mercado internacional. En estas operaciones de protección
patrimonial (hedge), las variaciones positivas o negativas se compensan, total o
parcialmente, por resultados opuestos en dichas transacciones.

Tales operaciones sólo se realizan dentro de los límites de una directriz
específica para gestión de riesgo de commodities. En este contexto, las
posiciones de caja, la deuda y las transacciones comerciales se consideran
para la cuantificación de la exposición neta de la compañía a los riesgos
relacionados con las tasas de cambio e interés.

Seguros

Petrobras transfiere al mercado asegurador, a través de compra de seguros,
los riesgos que pueden generar pérdidas significativas a la compañía y los que
deben ser obligatoriamente asegurados, por disposición legal o contractual.

Debido a la capacidad de asumir una parte expresiva de sus riesgos, Petrobras
contrata franquicias que pueden llegar a US$ 50 millones. Los riesgos
relacionados con pólizas de lucros cesantes y de control de pozos, así como la
mayor parte de la red de ductos en el territorio brasileño, no son asegurados.
Las plataformas, refinerías y otras instalaciones son cubiertas por pólizas de
riesgos operativos y de petróleo. El movimiento de cargas se encuentra
cubierto por pólizas de transporte, mientras que las embarcaciones están
protegidas por seguro de casco y máquinas. La responsabilidad civil y
contaminación ambiental también son cubiertas por pólizas específicas.

Los proyectos y las instalaciones en construcción con potencial de daño
máximo probable superior a US$ 50 millones son protegidos contra riesgos de
ingeniería por seguros contratados por la propia Petrobras, preferentemente, o
por los contratistas. En vista de las inversiones previstas en el Plan de
Negocios 2010-2014, se espera un aumento significativo en el volumen de

18

primas pagadas para la contratación de seguros para cubrir riesgos de
ingeniería asociados a los nuevos emprendimientos.

Al contratar los seguros, se evalúan los activos a partir del coste de reposición.
El Límite Máximo de Indemnización (LMI) de la póliza de riesgos operativos es
de US$ 1,2 mil millones, considerándose el daño máximo probable de las
instalaciones. En el caso de póliza de riesgos del petróleo, este límite llega a
US$ 2,3 mil millones y corresponde al mayor valor de reposición de las
plataformas de Petrobras.

En 2010, la prima final de las principales pólizas de la compañía (riesgos
operativos y de petróleo) totalizó US$ 45,1 millones para un valor asegurado de
los activos de US$ 95 mil millones.

Crédito
La política de crédito adoptada por Petrobras para concesión y revisión de los
créditos de sus clientes sigue las directrices de la Ley Sarbanes-Oxley (SOX).
Después de analizados, los créditos son aprobados por las comisiones de
Crédito o, en instancia superior, por las direcciones financieras y de contacto
con los clientes.

El volumen de crédito concedido viene creciendo todos los años, acompañando
la expansión de la compañía y permitiendo el aumento de ventas con el menor
riesgo posible, principalmente en el exterior.

El control de la utilización de crédito por los clientes en Brasil y el exterior es
centralizado y los procesos de control y concesión de créditos se mejoran
constantemente para ofrecer mayor soporte al desempeño cada vez más
sustentable de la actividad comercial. Con ello, la compañía se acerca más a
sus clientes y amplía el uso del crédito como instrumento comercial.

Financiaciones

Financiaciones corporativas
Petrobras mantuvo elevado nivel de liquidez para ejecutar su plan de
inversiones. El reconocimiento de la calidad del crédito de la compañía por
bancos, agencias oficiales de crédito (Export Credit Agencies – ECA) e
inversores se reflejó en costes y plazos favorables para la financiación de sus
actividades. En el mercado bancario, se realizaron operaciones de US$ 9 mil
millones en el exterior y R$ 4,2 mil millones en Brasil. También se realizaron
operaciones de administración de pasivos de R$ 7,5 mil millones con el objeto
de alargar el perfil de endeudamiento de la compañía. En las financiaciones de
las ECA, Petrobras captó US$ 313 millones a través de Petrobras Netherlands
B.V. (PNBV) y US$ 300 millones a través de Petrobras International Braspetro
B.V. (PIBBV).

19

Petrobras contrató 14 operaciones de leasing, en su mayoría para financiar
equipos de informática, totalizando alrededor de R$ 110 millones, y abrió un
nuevo frente en las financiaciones con el BNDES, contratando R$ 500 millones
a través de una línea de crédito del Finame por intermedio del Banco do Brasil.

Para brindar apoyo a sus negocios, se contrataron garantías bancarias de
US$ 8,8 mil millones en los mercados local e internacional.

Financiaciones estructuradas

Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe) – Para construcción de
las plantas de PET (resina de polietileno tereftálico) y de POY (filamentos
textiles de poliéster), Citepe obtuvo financiaciones de € 90 millones y de
R$ 430 millones. Cuando esté en operación, Citepe, junto con Companhia
Petroquímica de Pernambuco (PetroquímicaSuape), formará parte del más
importante polo integrado de poliéster de Latinoamérica en el Complejo
Industrial Portuario de Suape.

Gasoducto Urucu-Coari-Manaus – En 2010, Transportadora Urucu Manaus
(TUM) realizó una captación adicional de R$ 725,7 millones para dar
continuidad al proyecto. En agosto, TUM fue incorporada por Transportadora
Associada de Gas (TAG) y se firmaron financiaciones contratadas con el
BNDES. TAG pasó a ser beneficiaria y Petrobras, garante de la operación. De
esta forma, todas las garantías relacionadas a la financiación estructurada
también se extinguieron.

P&M Drilling International BV – Se contrató una financiación de
US$ 489 millones en la modalidad Project Finance – Limited Recourse.
Petrobras tiene participación en esta empresa, cuya actividad principal es la
perforación de pozos para el área Internacional.

Financiaciones a Proveedores y a Clientes
En 2010, Petrobras dio continuidad a su política de fomento a sus proveedores
por medio del Programa de Cuentas a Cobrar y de Participación y del
Programa de Financiación a Clientes.

El Programa de Cuentas a Cobrar se consolidó a partir de la estructuración,
desarrollo y seguimiento de los Fondos de Inversiones de Derechos Crediticios
(FIDC). Con apoyo de Petrobras, las instituciones del mercado de capitales
estructuraron los fundos, y ofrecieron a los proveedores tasas más bajas que
las practicadas en el mercado. En total, se implementaron cinco FIDC, que
colocaron R$ 733 millones a disposición de los proveedores, de los cuales R$
30 millones fueron aportados por Petrobras.

El Programa de Participación se destina al fortalecimiento económico-financiero
de la cadena productiva con foco en empresas que tengan dificultad en obtener
financiación para asumir contratos con Petrobras. El aporte directo de
patrimonio a los proveedores de la cadena de petróleo y gas se realiza por

20

medio de la estructuración de Fondos de Inversión en Participaciones (FIP).
Actualmente, los tres FIP en operación suman un patrimonio neto (PN) de
R$ 1,7 mil millones. Dichas inversiones proporcionan el aumento de la
capacidad operativa y tecnológica de las empresas y del nivel de sus garantías.

El Programa de Financiación a Clientes tiene por objeto mejorar la
administración del flujo de caja de los clientes de la compañía. El programa se
basa en FIDC que actúa como intermediario entre los clientes y Petrobras. El
fondo paga a Petrobras a la vista y cobra a plazo de los clientes. De este modo,
se cumplen los plazos para pago de compra de los clientes sin impacto en la
caja de Petrobras. La primera operación se realizará a través del FIDC
Braskem para el segmento de comercialización de nafta, con inicio previsto
para febrero de 2011. El patrimonio neto de este fondo podrá llegar a
R$ 1,8 mil millones.

Recursos Humanos
La gestión de personas en 2010 se vio marcada por estrategias que
contribuyeron a que Petrobras continuase en su trayectoria de conquistas. La
compañía fue señalada como “empleador ideal” por más de 11.300
universitarios brasileños por la consultora internacional Universum Global,
organizadora de la encuesta Top 100 Ideal Employer.

Evolución de la plantilla
El Sistema Petrobras cerró el año con 80.492 empleados, un aumento de su
plantilla del 4,65% con relación a 2009. En virtud de la expansión de los
negocios de la compañía, se realizaron dos procesos selectivos para Petrobras
Controladora, con alrededor de 336.000 candidatos inscriptos y 2.687
admitidos.

21

Plantilla ‐ Sistema Petrobras

80.492
76.919
74.240
68.931 15.101
13.150
62.266 12.266
11.941 7.893
53.904 7.454 6.775 7.967
6.783
7.197 6.857

6.166

55.199 55.802 57.498
47.955 50.207
40.541

2005 2006 2007 2008 2009 2010
CONTROLADORA EXTERIOR CONTROLADAS Y COLIGADAS

Plantilla por Dirección ‐ Petrobras Controladora

Exploración y Producción 23.874

Abastecimiento 11.719

Servicios 11.669

Cedidos* 2.629

Corporativo 2.345

Gas y Energía 1.765

Financiera 1.752

Empleados participantes en el curso de
1.232
formación**

Internacional 513

* Empleados de Petrobras Controladora asignados a empresas del Sistema Petrobras
**Empleados recién admitidos participantes de curso de formación en la Universidad Petrobras.

22

Plantilla ‐ Controladas
TBG Petroquisa
Unidades 282 99 Petrobras
termoeléctricas * Biocombustível
318 50

Otras empresas **
625
Refap S/A
909

Petrobras
Distribuidora/Liquigás
7.615

Transpetro
5.203

* Termoaçu S.A, Sociedade Fluminense de Energia Ltda, Termomacaé Ltda, Termorio S.A, Termoceará Ltda, Usina
Termelétrica de Juiz de Fora S.A, Fafen Energia S.A y UTE Bahia I - Camaçari Ltda.
** Companhia Petroquímica de Pernambuco, Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco - Citepe, Ipiranga Asfaltos
S/A y Innova.

Plantilla Petrobras ‐ Exterior

Venezuela Angola
México Nigeria
Ecuador 101 65
37 33
188 Libia
Perú 17
263 Turquía
14
Japón
247
Paraguay
233

Uruguay Argentina
321 3.305

Colombia
331 Bolivia
561

Estados Unidos
617 Chile
1.560

Beneficios
La Asistencia Multidisciplinaria de Salud (AMS) dio cobertura a 271 mil
beneficiarios en aproximadamente 23 mil puntos de atención. El gasto de
Petrobras en consultas, análisis e internaciones fue de R$ 710 millones.

23

AMS ‐ Beneficiarios vs. Coste Neto (Petrobras)

710

627
599
578

510
469

263 271 269 271
249 255

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Total de Beneficiarios (en miles) Coste Neto Total Petrobras (R$ millones)

Se invirtieron R$ 138,56 millones en beneficios educativos, considerando a
20.720 empleados, con la concesión de la asignación a 29.881 dependientes.

Evolución de los Costes de los Beneficios Educativos por Modalidad
(R$ millones)
76,53
74,0
72,4

64,6

59,2
54,5

34,6 33,7 33,10
31,6
29,7
25,2 26,00
23,6
21,6
19,5 18,6
16,8

0,4 0,4 0,7
0,6 1,0
0,7 0,8 1,2 1,70
1,0 0,92 2,01

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Enseñanza Primaria Enseñanza Secundaria Pre‐escolar Asignación Acompañante Asignación Guardería

Coste de personal y participación en las ganancias y
resultados

El coste de personal está compuesto por la remuneración fija de los empleados
(gastos de sueldos, ventajas, adicionales y cargas sociales) y por los gastos
referentes a los beneficios educativos, de jubilación complementaria y AMS. En

24

2010, dicho coste llegó a R$ 12,3 mil millones en la controladora, el 13,74%
superior al del año anterior. Contribuyeron a este aumento el reajuste salarial,
con ganancias reales para los empleados de hasta el 4,66%, la expansión de la
plantilla y el crecimiento de la nómina, debido a pagos anuales y progreso de
los empleados en la carrera. En el Sistema Petrobras, el coste total de personal
fue de aproximadamente R$ 15,9 mil millones.
Coste de Personal ‐ Sistema Petrobras
(R$ millones)

15.917

14.049
12.917

11.307

9.675
8.562

2005 2006 2007 2008 2009 2010

En 2011, la compañía distribuyó R$ 1,69 mil millones a sus empleados en
concepto de Participación en las Ganancias y Resultados del ejercicio de 2010.

Desarrollo de Recursos Humanos

En 2010, la compañía invirtió R$ 161,3 millones en desarrollo de sus
profesionales, que se tradujo en una media de 86 horas de capacitación por
empleado y en más de 218 mil participaciones en cursos de educación
continuada en el país y el exterior y en formación de nuevos empleados. En
Brasil, las inversiones llegaron a R$ 142,3 millones.

Petrobras entregó oficialmente a la Organización de las Naciones Unidas
(ONU) la metodología de formación de líderes globalmente responsables
desarrollada por el área de Recursos Humanos de la compañía a través de la
Universidad Petrobras. El modelo podrá ser diseminado por los organismos
vinculados al Pacto Global de la ONU, como la European Foundation for
Management Development (EFMD), que congrega a más de 500 escuelas de
negocios en todo el mundo.

Con el objeto de fomentar la mano de obra para la industria del petróleo, gas,
energía y biocombustibles, los convenios establecidos por el Programa
Petrobras de Formación de Recursos Humanos (PFRH) le permitieron a la
compañía destinar recursos de la Participación Especial para concesión de
becas de graduación, maestría, doctorado e investigador visitante a alumnos y
25

profesores de instituciones educativas de nivel técnico y superior. En 2010, se
invirtieron R$ 9 millones en convenios con 24 instituciones de enseñanza
superior y técnica en Brasil, lo que generó 1.605 becas de estudio.

Otra acción volcada a la formación de recursos humanos con foco en el nivel
técnico fue el proyecto Profesiones de Futuro, destinado a despertar en los
estudiantes del último año de la enseñanza primaria y en los niveles secundario
y técnico, el interés por las carreras técnicas de la industria del petróleo y gas.

NEGOCIOS

Exploración y Producción

Exploración
En 2010, Petrobras consolidó el éxito de la actividad exploratoria en las
secciones presal y post-sal de las cuencas sedimentarias brasileñas del Sur y
del Sudeste, e incursionó en una nueva frontera petrolífera en la costa de
Sergipe, con lo que fortaleció los fundamentos para que la producción de
petróleo en Brasil continúe su trayectoria de crecimiento con sustentabilidad
durante las próximas décadas.

CUENCA DE SERGIPE

Barra (1-SES-158)
Petrobras identificó en 2010 una nueva provincia petrolífera en aguas ultra
profundas de la cuenca de Sergipe con la perforación del pozo 1-SES-158,
denominado prospecto Barra, a una profundidad aproximada de 4.700 m. La
existencia de gas y condensado fue comprobada con dicho pozo pionero en el
bloque SEAL-426 de la concesión BM-SEAL-11 a aproximadamente 60 km de
la costa del estado de Sergipe en una lámina de agua de 2.341 m.

CUENCA DE SANTOS

Marujá (1-SPS-76)
Se descubrió petróleo liviano a 2.200 m de profundidad en el pozo 1-SPS-76
(prospecto Marujá), perforado en el bloque S-M-1352 de la concesión BM-S-41.
El pozo se localiza a cerca de 215 km de la costa del estado de São Paulo en
lámina de agua de 400 m y a aproximadamente 15 km de las acumulaciones
de Tiro e Sidon.

El descubrimiento confirma la adecuación de la estrategia exploratoria en
búsqueda de la formación de un nuevo polo de producción en la parte sudoeste
de la cuenca de Santos, que podrá integrarse a los campos ya descubiertos,
como Caravela, Cavalo Marinho y Coral y las áreas de Tiro y Sidon.

26

Franco (2-ANP-1-RJS)
Se constató la acumulación de petróleo de buena calidad, con alrededor de 30º
API, con la perforación del pozo 2-ANP-1-RJS, en el prospecto Franco, a
195 km de la costa de Rio de Janeiro en lámina de agua de 1.889 m.
Estimativas preliminares basadas en la sísmica y el pozo perforado indican
volúmenes recuperables en el orden de 3 mil millones de barriles de petróleo.
Franco es una de las áreas de la Cesión Onerosa, conforme contrato firmado
entre Petrobras y el Estado Nacional.

Plan de Evaluación de Tupi
En 2010, en el Plan de Evaluación de Tupi, que incluye las áreas de Tupi e
Iracema, se perforaron cinco pozos exploratorios y un pozo inyector de gas, y
se inició la perforación de otros tres pozos (uno para el Piloto de Producción). A
fin del año se declaró la comercialidad de dos acumulaciones en estas áreas.
Dichas acumulaciones se denominaron campos de Lula y de Cernambi.

CUENCA DE CAMPOS

Brava (6-MRL-199D-RJS)
En el área de concesión de Marlim, Petrobras constató la presencia de un
yacimiento profundo en reservatorios del presal, portadores de petróleo de
buena calidad (29º API). El descubrimiento fue resultado de la perforación del
prospecto exploratorio conocido como Brava, realizada a través del pozo 6-
MRL-199D-RJS en lámina de agua de 648 m en una acumulación a 4.460 m de
profundidad. Las estimativas preliminares apuntan a volúmenes recuperables
alrededor de 380 millones de boe. El descubrimiento se localiza en un área
cercana a la infraestructura instalada dos campos de Marlim y Voador.

Carimbé (6-CRT-43-RJS)
La compañía descubrió dos acumulaciones de petróleo de buena calidad (29º
API) en el área del campo de Caratinga, en reservatorios del post y del presal
con la perforación del pozo 6-CRT-43-RJS, conocido como prospecto Carimbé,
situado a 106 km de la costa de Rio de Janeiro en lámina de agua de 1.027 m.

Una de ellas, en los reservatorios del post-sal, está localizada a 3.950 m de
profundidad, con estimativa de volúmenes recuperables de aproximadamente
105 millones de barriles. La otra, en reservatorios del presal, se encuentra a
una profundidad de 4.275 m y posiblemente está relacionada con la
acumulación identificada en el área del campo de Barracuda. El potencial de
volumen recuperable se estima en 360 millones de boe si se confirma el
vínculo entre las dos acumulaciones.

Tracajá (6-MLL-70-RJS)
En el pozo 6-MLL-70-RJS (Tracajá), perforado cerca de Marlim Leste, se
constató la presencia de reservatorios de hidrocarburos en el presal a una
profundidad de 4.442 m en lámina de agua de 1.366 m a 124 km de la costa de
Rio de Janeiro.

27

CUENCA DEL SOLIMÕES

Igarapé Chibata (1-ICB-1-AM)
Petrobras realizó un importante descubrimiento de petróleo de excelente
calidad (46º API) y gas asociado en reservatorios areníticos de la cuenca del
Solimões. Este resultado se obtuvo con la perforación del pozo pionero 1-ICB-
1-AM (Igarapé Chibata nº 1), que llegó a una profundidad de 3.485 m. El
descubrimiento se localiza en la provincia petrolífera de Urucu. La prueba de
larga duración (TLD) iniciada en septiembre indica una capacidad de
producción de 2.500 bpd.

Índice de éxito exploratorio

En 2010, se perforaron 116 pozos, de los cuales 67 fueron en tierra y 49, en
mar. De estos, 31 se localizan en el post-sal y 18 en el presal. El índice de éxito
exploratorio fue del 57%.

Índice de Éxito en Pozos Exploratorios
60
58% 57%
50 55% 54%
Índice de Éxito (%)

50%
40 44%
39% 40%

30
23%
20

10

0
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Año

Concesiones
No hubo licitaciones de la ANP en 2010. La cartera de concesiones
exploratorias de la compañía, con las adquisiciones y las devoluciones
realizadas en el año, pasó a contar con 198 bloques, que totalizan 113,8 mil
kilómetros cuadrados. Además, se están evaluando descubrimientos en otras
31 áreas, que cubren 16,4 mil kilómetros cuadrados. El área exploratoria de
Petrobras es de 130,2 mil kilómetros cuadrados.

28

Cesión Onerosa
En 2010, se sancionó la Ley nº 12.276, del 30/06/2010, referente a la Cesión
Onerosa. Esta ley autoriza al Estado Nacional a ceder onerosamente a
Petrobras el ejercicio de las actividades de investigación y exploración de
petróleo, de gas natural y de otros hidrocarburos fluidos en áreas no
concedidas del presal, limitándose a la producción de un máximo de 5 mil
millones de boe.

Contratos de la Cesión Onerosa en la Cuenca de Santos
Volumen de la Cesión
Valoración de la
Onerosa (mil barriles Valor del Barril
Área del Contrato Cesión Onerosa (US$
de petróleo (US$/boe)
mil)
equivalente)
Florim 466.968 9,01 4.207.382
Franco 3.058.000 9,04 27.644.320
Iara 599.560 5,82 3.489.439
Tupi NE 427.784 8,54 3.653.275
Guará Sul 319.107 7,94 2.533.710
Tupi Sul 128.051 7,85 1.005.200
Peroba (contingente) - - -
TOTAL 4.999.470 42.533.326

Sondas de Perforación
Al 31 de diciembre
Sondas de
2010 2009 2008
Perforación
Contratadas Propias Contratadas Propias Contratadas Propias
Tierra 22 12 31 13 25 11
Mar, por lámina de
agua (LDA) 44 9 36 9 31 8
Sondas Jack-up 1 5 2 5 2 4
Sondas Flotantes 43 4 34 4 29 4
500 a 1000 m LDA 9 2 9 2 9 2
1000 a 1500 m LDA 13 1 12 1 10 1
1500 a 2000 m LDA 8 1 8 1 7 1
2000 a 2500 m LDA 9 0 4 0 2 0
2500 a 3000 m LDA 4 0 1 0 1 0

TOTAL 66 21 67 22 56 19

Producción

En marzo de 2010, Petrobras inició la TLD de las áreas de Tiro y Sidon, con
instalación de la plataforma semi-sumergible SS-11 Atlantic Zephyr, cuya
capacidad de producción de petróleo es de 20 mil bpd y la de tratamiento de
gas es de 475.720 m3/día. Los yacimientos se localizan en el bloque
exploratorio BM-S-40 (100% Petrobras), en la región sur de la cuenca de
Santos a cerca de 210 km de la costa. La TLD se realizará en dos etapas:
producción en el pozo 1-SPS-56, en la acumulación de Tiro, por un período de
29

12 meses, y la prueba del pozo 1-SPS-57, en el área de Sidon, por igual
período.

En mayo, se inició la producción de la FPSO Capixaba en el campo de
Cachalote. En julio, se conectó a esta FPSO un pozo de la sección presal en el
campo de Baleia Franca. Estos campos se sitúan en Parque das Baleias, en la
costa sur de Espírito Santo en la cuenca de Campos. La FPSO tiene capacidad
de procesamiento de 100 mil bpd de petróleo y 3,2 millones de m³/día de gas.

Además del inicio de la producción del campo de Baleia Franca, en el segundo
semestre de 2010, se iniciaron las operaciones de cuatro nuevas plataformas.
En julio, entró en producción la FPSO Cidade de Santos para desarrollo de los
campos de Uruguá y Tambaú. Se trata de la primera FPSO instalada para
desarrollo definitivo de campos de petróleo y gas de la cuenca de Santos. La
embarcación está anclada a 160 km de la costa del estado de São Paulo, con
lámina de agua de 1.300 m, y capacidad de producción de 10 millones de
m³/día de gas natural y 35 mil bpd de petróleo.

En octubre, se inició la operación del barco-plataforma Cidade de Angra dos
Reis, la primera unidad programada para producir en escala comercial en el
presal de la cuenca de Santos, en el campo de Lula. Este sistema piloto
complementará los datos técnicos recogidos por la TLD iniciada en 2009 con
informaciones relevantes sobre el reservatorio y la producción, indispensables
para la concepción de las futuras unidades que operarán en el presal. El
sistema tiene capacidad para producir 100 mil bpd de petróleo y 5 millones de
m³/día de gas natural y está anclado a cerca de 300 km de la costa en lámina
de agua de aproximadamente 2.100 m. El campo de Lula es operado por
Petrobras (65%) en sociedad con las empresas BG Group (25%) y Galp
Energia (10%).

En diciembre, Petrobras inició la producción en el campo de Jubarte, en la
cuenca de Campos, con la plataforma P-57 a 80 km de la costa de Espírito
Santo. La plataforma está anclada en lámina de agua de 1.260 m y tiene
capacidad para procesar 180 mil bpd de petróleo y 2 millones de m³/día de gas.
Esta unidad inaugura una nueva generación de plataformas concebidas a partir
del concepto de ingeniería que privilegia la simplificación de proyectos y la
estandarización de equipos.

El mismo mes se inició la TLD de Guará, en el bloque exploratorio BM-S-9 de
la cuenca de Santos a cerca de 310 km de la costa de São Paulo y a 55 km al
sudoeste del campo de Lula. La plataforma Dynamic Producer fue instalada en
lámina de agua de 2.140 m. Petrobras es la operadora (45%) en sociedad con
las empresas BG Group (30%) y Repsol (25%).

Estos proyectos, aliados al aumento de producción después de la interconexión
de nuevos pozos en diversas plataformas (P-53, P-51, P-34, FPSO Cidade de
Vitória, FPSO Espírito Santo y FPSO Frade), compensaron la reducción natural
de la producción y le aseguraron a la compañía un aumento del 1,7% en la
producción nacional de petróleo y GNL que alcanzó 2.004 mil bpd.

30

Evolución de la Producción de Petróleo, GNL y Condensado y Gas Natural en
Brasil
6.000

5.059
5.000

3.603
1. 10 9
mil boed

4.000

2.543
2.338
623

2.176

2.288
3.000

1.958

2.054

2.065
1.790

1.758
1.568

1.752

433
3 17 334
2.000 2 74 2 76 2 73 321
2 52 2 50 265
232
1.000

0
2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Meta 2011

Proyección 2014

Proyección 2020
P etróleo, GNL y Condensado Gas Natural

Producción de Petróleo, GNL y Condensado en Brasil
(En tierra y por lám ina de agua)

19% 11%
9%

61%

Tierra 0-300 300-1500 más de 1500

Costes de Extracción

En 2010, el coste medio de extracción sin participación gubernamental fue de
US$ 10,03/boe, un aumento del 14% con relación al año anterior debido al
mayor número de intervenciones en pozos. Desconsiderando el efecto
cambiario, este índice cae al 5%. Con las participaciones gubernamentales, el
coste de extracción llegó a US$ 24,64/boe, valor el 20% superior al verificado
en 2009. Sin computar el efecto cambiario, el aumento ascendió al 16%,
influenciado principalmente por la elevación del precio medio de referencia del
petróleo nacional.

En reales, el coste medio de extracción fue de R$ 17,58/boe, el 2% superior al
registrado el año anterior. Incluidas las participaciones gubernamentales, el
31

coste alcanzó R$ 43,48, valor 10% superior al del ejercicio anterior,
nuevamente influenciado por el crecimiento del 17% del precio medio de
referencia del petróleo nacional, en reales.

Producción de gas natural

La producción de gas natural en 2010 totalizó 56,6 millones de m³/día, un
aumento de 3 millones m³/día con relación al año anterior resultante de la
demanda, principalmente en el segundo semestre.

La oferta en Brasil creció con relación a 2009 debido, principalmente, a la
entrada en operación de nuevos proyectos previstos en el Plan de Anticipo de
Producción de Gas (Plangás), como el anticipo de la producción de gas del
campo de Canapu y el aumento de la producción del campo de Camarupim,
en Espírito Santo. Además, el inicio de las operaciones de procesamiento en la
unidad de tratamiento de gas (UTG) Sul Capixaba permitió el transporte de la
producción proveniente de Parque das Baleias, así como el término de la
adecuación de la unidad de procesamiento de gas de la refinería Presidente
Bernardes (RPBC) permitió el aumento de la producción del campo de Lagosta,
en la cuenca de Santos.

Como continuación de la implementación de los proyectos previstos en el
Plangás, el campo de Mexilhão entrará en producción en 2011 y se iniciará el
transporte de gas de los campos de Uruguá y Tambaú. Ese mismo año, la
producción del campo de Lula comenzará a ser transportada, lo que confirmará
la trayectoria ascendente de la oferta de gas para la satisfacción de la
demanda del mercado.
Producción de Gas Natural en Brasil
(En tierra y por lámina de agua)

15%
31%

37%
17%

Tierra 0-300 300-1500 m ás de 1500

Presal

Los descubrimientos en el estrato presal se localizan en la cuenca de Campos
(campos de Marlim, Albacora Leste y Caratinga y en Parque das Baleias -
Jubarte, Cachalote y Baleia Franca) y en la cuenca de Santos (en las áreas de
Guará, Iara, Júpiter, Parati, Bem-Te-Vi, Caramba, Carioca y Franco, y en los
campos de Lula y Cernambi). Si se confirman los volúmenes recuperables
entre 8,1 mil millones y 9,6 mil millones de boe, referentes a la parte de
32

Petrobras en Lula, Cernambi, Guará, Iara y Parque das Baleias, deberá haber
un aumento significativo en las reservas probadas de Petrobras los próximos
años.

En 2010, se concluyó la perforación de ocho pozos: siete en las áreas licitadas
del presal de la cuenca de Santos operadas por Petrobras y uno en el área de
Cesión Onerosa. Se están perforando otros siete: uno en el área de Cesión
Onerosa. Los pozos perforados en los campos de Lula y Cernambi confirmaron
el alto potencial y riesgo controlado sobre el hallazgo de hidrocarburos del
área.

La entrada en operación del primer sistema definitivo del polo presal de la
cuenca de Santos ocurrió en octubre con el barco plataforma Cidade de Angra
dos Reis y un pozo productor (9-RJS-660). El proyecto, denominado Piloto de
Lula, que prevé la interconexión de seis pozos productores y tres inyectores,
incluye la construcción del gasoducto Tupi-Mexilhão, por donde se transportará
el gas hasta la unidad de tratamiento de gas Monteiro Lobato, en
Caraguatatuba (São Paulo), para posterior comercialización. El petróleo del
Piloto se transfiere de las plataformas por embarcaciones aliviadoras de
posicionamiento dinámico y destinado a las refinerías brasileñas.

En diciembre de 2010, Petrobras envió a la ANP la declaración de
comercialidad de los campos de Lula y Cernambi, con volúmenes recuperables
de 6,5 mil millones de boe y 1,8 mil millones de boe, respectivamente. Hasta la
declaración de comercialidad de Lula, el flujo de petróleo de lo FPSO Cidade
de São Vicente se mantuvo cercana a 15 mil bpd debido a la limitación del
volumen de gas dirigido hacia el flare de 500 mil m3/día, conforme acuerdo con
la ANP para la TLD. Con el inicio de la producción comercial de FPSO Cidade
de Angra dos Reis y de la entrada en operación de la infraestructura de
transporte de gas, se debe alcanzar el pico de producción en 2012 con un flujo
de petróleo cercano a 100 mil bpd.

En diciembre de 2010 también se inició la segunda TLD del presal de la cuenca
de Santos en el BM-S-9 (Guará).

Para cumplir con las actividades del presal, se firmaron los contratos para
construcción de los ocho cascos de FPSO replicantes. Dichos cascos,
sumados a las tres FPSO piloto ya contratados (Cidade de Angra dos Reis,
Cidade de São Paulo y Cidade de Paraty) se destinan a la primera fase de
desarrollo de la producción del presal de la cuenca de Santos. Esta fue la
primera contratación en bloque, siguiendo la estrategia de utilización de
soluciones y equipos estandarizados como forma de acelerar el desarrollo del
área.

Los resultados prometedores obtenidos en estos yacimientos más profundos le
permitieron a la compañía estimar para 2017 una producción diaria superior a 1
millón de boe en las áreas del presal en que es operadora, incluyendo la parte
de producción que le cabe a sus socios.

33

Reservas probadas

Las reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural de Petrobras en
Brasil alcanzaron 15,283 mil millones de boe en 2010 según el criterio
ANP/SPE, un aumento del 8% con relación al año anterior. Se asignaron 1,911
mil millones de boe a reservas y se produjeron 797 millones de boe, con lo que
se incorporaron a las reservas probadas de la compañía 1,114 mil millones de
boe.

Con esta incorporación, el Índice de Reposición de Reservas (IRR) fue del
240%, que significa que por cada barril de petróleo equivalente producido
durante el año se agregaron 1,4 barriles de petróleo equivalente a las reservas.
El indicador Reserva/Producción (R/P) subió a 19,2 años.

Además de los volúmenes anteriormente citados, Petrobras tiene el derecho de
producir en áreas del presal el volumen de 5 mil millones de boe, adquirido en
2010 a través del Contrato de Cesión Onerosa.

Entre las principales asignaciones en 2010 se encuentran:

 Descubrimiento de Lula y Cernambi en la unidad de operaciones de la
cuenca de Santos.
 Descubrimientos en los campos de Marlim y Pampo en la unidad de
operaciones de la cuenca de Campos; y en los campos de Barracuda,
Caratinga y Marlim Leste en la unidad de operaciones de Rio de Janeiro.
 Proyectos de aumento de recuperación de petróleo en los campos de
Roncador, Marlim Sul, Albacora Leste y Marlim Leste en la unidad de
operaciones de Rio de Janeiro; de Marimbá y Maromba en la unidad de
operaciones de la cuenca de Campos y de Leste de Urucu en la unidad de
operaciones de Amazonas.
 Se asignaron como reserva probada 1,071 mil millones de boe del presal de
la cuenca de Santos y 0,210 mil millones de boe del presal de la cuenca del
Campos.

Evolución de las Reservas Probadas
Criterio ANP/SPE 15,283
1,911

Producción realizada
en 2010:
mil millones de boe

0,797 mil millones de boe

14,169 13,372

IRR = 2,40 (240%)
R/P 2010 = 19,2 años
R/P 2009 = 18,1 años

2009 2010
IRR: Índice de Reposición de Reservas
R/P: Reserva/Producción
34

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