Ian2007 (1)

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL
CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS
IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS Data-Base - 31/12/2007
Reapresentação Espontânea
Legislação Societária
O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA , SENDO OS SEUS
ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.
01.01 - IDENTIFICAÇÃO
1 - CÓDIGO CVM
2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ
009512 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS
33000167000101
4 - DENOMINAÇÃO COMERCIAL
PETROBRAS
5 - DENOMINAÇÃO SOCIAL ANTERIOR
6 - NIRE
33300032061
www.petrobras.com
3 - CEP 4 - MUNICÍPIO 5 - UF
8 - TELEFONE
01.02 - SEDE
1 - ENDEREÇO COMPLETO
20031-912 RIO DE JANEIRO
7 - TELEFONE
12 - FAX 13 - FAX
3224-6055
6 - DDD
11 - DDD
15 - E-MAIL
ATENDIMENTO NA EMPRESA
1 - NOME
Theodore M. Helms
9 - TELEFONE
14 - FAX
2 - BAIRRO OU DISTRITO
2 - CARGO
Gerente Executivo de Rel. c/Investidores
3 - ENDEREÇO COMPLETO 4 - BAIRRO OU DISTRITO
AV. REPÚBLICA DO CHILE, 65 - 22º ANDAR - sala 2202 B Centro
10 - TELEFONE 11 - TELEFONE 12 - TELEX
3224-1524 3224-4914 -
8 - DDD
acionistas@petrobras.com.br
Banco do Brasil S.A. / Dir. Mercado
Ma Angela Campanha / José Luiz M. Perez
Rua Senador Dantas, 105 - 36º andar Centro
20031-201 Rio de Janeiro RJ
021 3808-3715 3808-3687 3808-3554
30 - DDD 31 - FAX 32 - FAX 33 - FAX
aescriturais@bb.com.br
3224-1510
Rio de Janeiro
20031-912
021
6 - MUNICÍPIO
9 - TELEFONE
15 - FAX
RJ
021 2262-3678 -
RJ
petroinvest@petrobras.com.br
3224-6101
-
10 - TELEX
3224-2042
3224-2041
3224-2040
021
CENTRO
AV. REPÚBLICA DO CHILE, 65 - 24º ANDAR
021
01.03 - DEPARTAMENTO DE ACIONISTAS
5 - CEP
13 - DDD 16 - FAX
17 - E-MAIL
7 - UF
14 - FAX
7 - SITE
AGENTE EMISSOR / INSTITUIÇÃO FINANCEIRA DEPOSITÁRIA
18 - NOME
19 - CONTATO
20 - ENDEREÇO COMPLETO 21 - BAIRRO OU DISTRITO
22 - CEP 23 - MUNICÍPIO 24 - UF
25 - DDD 26 - TELEFONE 27 - TELEFONE 28 - TELEFONE 29 - TELEX
21 3808-6088 - -
34 - E-MAIL
02/07/2008 14:54:21 Pág: 1

IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS
Data-Base - 31/12/2007
1 - CÓDIGO CVM 2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ
00951-2 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS 33.000.167/0001-01
OUTROS LOCAIS DE ATENDIMENTO A ACIONISTAS
35 - ITEM 36 - MUNICÍPIO 37- UF 38 - DDD 39 - TELEFONE 40 - TELEFONE
04 - -
03 - -
02 - -
01 - -
01.04 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)
1 - NOME
ALMIR GUILHERME BARBASSA
2 - ENDEREÇO COMPLETO
3 - BAIRRO OU DISTRITO
AV. REPÚBLICA DO CHILE, 65 - 23º ANDAR CENTRO
4 - CEP
5 - MUNICÍPIO
20031-912 RIO DE JANEIRO
7 - DDD
8 - TELEFONE
9 - TELEFONE
10 - TELEFONE 11 - TELEX
021 3224-2040 3224-2041 3224-2042
12 - DDD
13 - FAX
14 - FAX 15 - FAX
021 3224-4152
- -
16 - E-MAIL
barbassa@petrobras.com.br
17 - DIRETOR BRASILEIRO 18 - CPF 18 - PASSAPORTE
SIM
01.05 - REFERÊNCIA / AUDITOR
1 - DATA DE INÍCIO DO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL
01/01/2007
3 - DATA DE INÍCIO DO EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO
01/01/2008
5 - NOME/RAZÃO SOCIAL DO AUDITOR
KPMG Auditores Independentes
1 - BOLSA DE VALORES ONDE POSSUI REGISTRO
2 - MERCADO DE NEGOCIAÇÃO
Operacional
4 - CÓDIGO DE ATIVIDADE
5 - ATIVIDADE PRINCIPAL
2 - DATA DE TÉRMINO DO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL
31/12/2007
4 - DATA DE TÉRMINO DO EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO
31/12/2008
00418-9
NÃO
012.113.586-15 CL 998182
6 - UF
RJ
Manuel Fernandes Rodrigues de Sousa 783.840.017-15
01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA
BVBAAL
BVES BVPP BVRG
BVPR BVRJ
X BOVESPA
BVST
Bolsa
1010 - Petróleo e Gás
BVMESB
3 - TIPO DE SITUAÇÃO
6 - CÓDIGO CVM
7 - NOME DO RESPONSÁVEL TÉCNICO 8 - CPF DO RESP. TÉCNICO
6 - AÇÕES PREF. COM CLASSES
PROSPECÇÃO PETRÓLEO E GAS, REFINO E PROD. DE DERIVADOS
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Data-Base - 31/12/2007
2 - ATA DA AGO QUE APROVOU AS DFs.
Certificado de Investimento Coletivo (CIC)
3 - CONVOCAÇÃO DA AGO PARA APROVAÇÃO DAS DFs. 4 - PUBLICAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
10/03/2008
01.07 - CONTROLE ACIONÁRIO / VALORES MOBILIÁRIOS
1 - NATUREZA DO CONTROLE ACIONÁRIO
Estatal Holding
2 - VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS PELA CIA.
X Ações
Debêntures Conversíveis em Ações
Ações Resgatáveis
Partes Beneficiárias
X Debêntures Simples
Bônus de Subscrição
01.08 - PUBLICAÇÕES DE DOCUMENTOS
1 - AVISO AOS ACIONISTAS SOBRE DISPONIBILIDADE DAS DFs.
03/03/2008
04/04/2008
05/03/2008
Certificado de Recebíveis Imobiliários (CRI)
Notas Promissórias (NP)
BDR
X
X Outros
DESCRIÇÃO
Recibos de ações (ADRs) negociados na Bolsa de Nova York e Bônus
Internacionais
01.09 - JORNAIS ONDE A CIA. DIVULGA INFORMAÇÕES
1 - ITEM 2 - TÍTULO DO JORNAL 3 - UF
01 DIÁRIO OFICIAL RJ
02 JORNAL DO COMMÉRCIO RJ
03 GAZETA MERCANTIL SP
04 VALOR ECONÔMICO SP
01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES
1 - DATA 2 - ASSINATURA
17/06/2008
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4 - DATA
02.01.01 - COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E DIRETORIA
1 - ITEM 2 - NOME DO ADMINISTRADOR 3 - CPF 5 - PRAZO DO MANDATO
DA ELEIÇÃO
6 - CÓDIGO TIPO DO 9 - FUNÇÃO
ADMINISTRADOR *
Data-Base - 31/12/2007
7 - ELEITO P/
CONTROLADOR
8 - CARGO
/FUNÇÃO
01 DILMA VANA ROUSSEFF 133.267.246-91 04/04/2008 1 ANO 2 Presidente do Conselho SIM 20 de Administração
02 JOSÉ SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO 042.750.395-72 04/04/2008 1 ANO 3 SIM 33 Conselheiro(Efetivo) e Dir. Presidente
03 GUIDO MANTEGA 676.840.768-68 04/04/2008 1 ANO 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)
04 SILAS RONDEAU CAVALCANTI SILVA 044.004.963-68 04/04/2008 1 ANO 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)
05 FRANCISCO ROBERTO DE ALBUQUERQUE 351.786.808-63 04/04/2008 1 ANO 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)
06 ARTHUR ANTONIO SENDAS 016.084.447-91 04/04/2008 1 ANO 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)
07 LUCIANO GALVÃO COUTINHO 636.831.808-20 04/04/2008 1 ANO 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)
08 FABIO COLLETTI BARBOSA 771.733.258-20 04/04/2008 1 ANO 2 NÃO 22 Conselho de Administração (Efetivo)
09 JORGE GERDAU JOHANNPETER 000.924.790-49 04/04/2008 1 ANO 2 NÃO 22 Conselho de Administração (Efetivo)
10 RENATO DE SOUZA DUQUE 510.515.167-49 04/04/2008 3 ANOS 1 19 DIRETOR DE SERVIÇOS
11 GUILHERME DE OLIVEIRA ESTRELLA 012.771.627-00 04/04/2008 3 ANOS 1 19 DIRETOR DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
12 MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTER 694.772.727-87 04/04/2008 3 ANOS 1 19 DIRETORA DE GÁS E ENERGIA
13 PAULO ROBERTO COSTA 302.612.879-15 04/04/2008 3 ANOS 1 19 DIRETOR DE ABASTECIMENTO
14 ALMIR GUILHERME BARBASSA 012.113.586-15 04/04/2008 3 ANOS 1 19 DIR. FINANCEIRO E DE REL. C/ INVESTIDORE
15 JORGE LUIZ ZELADA 447.164.787-34 04/04/2008 3 ANOS 1 19 DIRETOR INTERNACIONAL
* CÓDIGO: 1 - PERTENCE APENAS À DIRETORIA;
2 - PERTENCE APENAS AO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO;
3 - PERTENCE À DIRETORIA E AO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO.
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1 - CONSELHO FISCAL INSTALADO 2 - PERMANENTE
SIM
6 - DATA
02.01.02 - COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO FISCAL
3 - ITEM 4 - NOME DO CONSELHEIRO 5 - CPF 7 - PRAZO DO MANDATO
DA ELEIÇÃO
9 - FUNÇÃO
Data-Base - 31/12/2007
8 - CARGO
/FUNÇÃO
SIM
01 Marcus Pereira Aucélio 393.486.601-87 04/04/2008 1 ano PRES. C.F.40 ELEITO P/CONTROLADOR
02 Eduardo Coutinho Guerra 276.000.681-68 04/04/2008 1 ano 46 C.F.(SUPLENT)ELEITO P/CONTROLADOR
03 Túlio Luiz Zamim 232.667.590-87 04/04/2008 1 ano 43 C.F.(EFETIVO)ELEITO P/CONTROLADOR
04 Ricardo de Paula Monteiro 117.579.576-34 04/04/2008 1 ano 46 C.F.(SUPLENT)ELEITO P/CONTROLADOR
05 César Acosta Rech 579.471.710-68 04/04/2008 1 ano 43 C.F.(EFETIVO)ELEITO P/CONTROLADOR
06 Edson Freitas de Oliveira 003.143.238-72 04/04/2008 1 ano 46 C.F.(SUPLENT)ELEITO P/CONTROLADOR
07 Nelson Rocha Augusto 083.085.058-99 04/04/2008 1 ano 45 C.F.(EFETIVO)ELEITO P/MINOR.ORDINARISTAS
08 Maria Auxiliadora Alves da Silva 874.013.208-00 04/04/2008 1 ano 48 C.F.(SUPLENT)ELEITO P/MINOR.ORDINARISTAS
09 Maria Lúcia De Oliveira Falcón 187.763.105-15 04/04/2008 1 ano 44 C.F.(EFETIVO)ELEITO P/PREFERENCIALISTAS
10 Celso Barreto Neto 667.332.867-34 04/04/2008 1 ano 47 C.F.(SUPLENT)ELEITO P/PREFERENCIALISTAS
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IAN - Informações Anuais Legislação Societária
Data-Base - 31/12/2007
02.02 - EXPERIÊNCIA PROFISSIONAL E FORMAÇÃO ACADÊMICA DE CADA CONSELHEIRO
(ADMINISTRAÇÃO E FISCAL) E DIRETOR
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
DILMA VANA ROUSSEFF – Presidente do Conselho de Administração
Nascimento: 14/12/1947
Economista formada pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul em 1977, é Mestre
em Teoria Econômica em 1979 e Doutoranda em Economia Monetária e Financeira pela
Universidade Estadual de Campinas. Foi Secretária da Fazenda de Porto Alegre de 1986
a 1988, Presidente da Fundação de Economia e Estatística do Estado do Rio Grande do
Sul, de 1991 a 1993, e Secretária de Estado de Energia, Minas e Comunicações do
Estado do Rio Grande Sul nos períodos de 1993 a 1994 e de 1999 a 2002. Participou da
Equipe de Transição Governamental como Coordenadora do Grupo de Infra-Estrutura.
Atuou como Ministra de Minas e Energia e atualmente é Ministra da Casa Civil. É membro
de nosso Conselho de Administração desde 2 de janeiro de 2003 e é membro do
Conselho de Administração da BR.
JOSÉ SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO – Membro do Conselho de Administração e
Presidente da Petrobras
José Sergio Gabrielli de Azevedo tem 55 anos e é professor titular licenciado da
Universidade Federal da Bahia. Exerceu o cargo de Diretor Financeiro e de Relações com
Investidores da Petrobras de 1º de Fevereiro de 2003 até 21 julho de 2005, com
responsabilidade pelas Gerências Executivas de Contabilidade, Finanças, Financiamento
de Projetos, Investidores, Planejamento Financeiro e Tributário.
É também membro do Conselho de Administração da Petrobras Energía Participaciones
S.A. (PEPSA) e da Petrobras Energia S.A. (PESA).
Durante sua gestão na Petrobras, recebeu os seguintes prêmios:
· Executivo de Finanças 2004 pelo Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças
(IBEF) - Prêmio O Equilibrista;
· XX Prêmio ANEFAC Profissionais do Ano de 2004: recebeu o Prêmio como
destaque de finanças;
· International Stevie Business Awards 2005: Melhor Executivo de Finanças da
América Latina.
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Data-Base - 31/12/2007
No mesmo período a Petrobras conquistou diversos prêmios, entre os quais destacamos:
· O Troféu Transparência 2003 e 2004, como a empresa mais transparente do
Brasil conferido pela Associação Nacional dos Executivos de Finanças,
Administração e Contabilidade (Anefac);
· Melhor Programa de Relações com Investidores para Investidores Individuais
atribuídos anualmente pela publicação americana Investor Relations Magazine;
· Prêmio "Respeito ao Investidor Individual" - Tradenetwork, por oferecer tratamento
diferenciado ao acionista pessoa física, fornecido pela tradenetwork;
· International Stevie Business Awards 2005 : "Melhor Companhia da América
Latina".
Gabrielli se formou em Economia pela Universidade Federal da Bahia, com mestrado na
mesma instituição com dissertação sobre Incentivos Fiscais e Desenvolvimento Regional.
Em 1987, obteve o título de PhD em Economia pela Boston University, com dissertação
sobre o Financiamento das Estatais no período de 1975 a 1979. No período de 2000 a
2001 foi "Visiting Research Scholar" na London School of Economics and Political
Science.
Foi pró-reitor de Pesquisa e Pós-Graduação, diretor da Faculdade de Ciências
Econômicas e coordenador do Mestrado em Economia da Universidade Federal da Bahia;
e superintendente da Fundação de Apoio a Pesquisa e Extensão (Fapex); é autor de
diversos artigos e livros sobre reestruturação produtiva, mercado de trabalho,
macroeconomia e desenvolvimento regional. Atualmente é professor titular licenciado da
Universidade Federal da Bahia.
GUIDO MANTEGA – Membro do Conselho de Administração
Nasceu em Gênova, Itália, no dia 7 de abril de 1949. Formado em economia pela
Faculdade de Economia e Administração da Universidade de São Paulo, foi professor de
economia da Escola de Administração de Empresas da Fundação Getúlio Vargas - FGV
desde 1981.Fez doutorado em Sociologia do Desenvolvimento na Faculdade de Filosofia,
Ciências e Letras da Universidade de São Paulo, com especialização no Institute of
Development Countries (IDS) da Universidade de Sussex, Inglaterra em 1977. Professor
de Economia no curso de mestrado e doutorado da Pontifícia Universidade Católica de
São Paulo - PUC-SP de 1984 a 1987. Diretor de Orçamento e Chefe de Gabinete da
Secretaria Municipal de Planejamento de São Paulo, de 1982 a 1992.
Membro da Coordenação do Programa Econômico do PT nas eleições presidenciais de
1984, 1989 e 1998, é Assessor Econômico do Presidente Luiz Inácio Lula da Silva desde
1993 e um dos coordenadores do Programa Econômico do PT na campanha de 2002.
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Data-Base - 31/12/2007
Publicou dezenas de artigos em revistas como Revista de Economia Política, Estudos
CEBRAP e Teoria em Debate. Livros publicados: "Acumulação Monopolista e Crises no
Brasil", Editora Paz e Terra, 1981; "A Economia Política Brasileira", Vozes, 1984; "Custo
Brasil - Mito ou Realidade", Vozes, 1997; "Conversas com Economistas Brasileiros II",
Editora 34, 1999, entre outros. Foi Ministro do Planejamento, Orçamento e Gestão até 18
de novembro de 2004, quando foi nomeado pelo Presidente Luiz Inácio Lula da Silva para
exercer o cargo de Presidente do Banco de Desenvolvimento Econômico e Social -
BNDES. Em 28 de março de 2006, assumiu o cargo de Ministro da Fazenda e, em 3 de
abril de 2006, foi eleito membro dos Conselhos de Administração da Petróleo Brasileiro
S.A. - PETROBRAS e da Petrobras Distribuidora S.A. - BR.
SILAS RONDEAU CAVALCANTI SILVA - Membro do Conselho de Administração
Nasceu no dia 15 de dezembro de 1952, em Barra do Corda (MA). É engenheiro
eletricista, formado pela Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), com
especialização em Engenharia de Linhas de Transmissão pela Universidade Federal do
Rio de Janeiro (UFRJ). Em 11 de julho de 2005 assumiu o cargo de Ministro de Estado de
Minas e Energia, e em 3 de abril de 2006 foi eleito membro dos Conselhos de
Administração da Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS e da Petrobras Distribuidora
S.A. - BR. Foi presidente da Eletrobrás (2004-2005), da Eletronorte (2003-2004), da
Manaus Energia (2000-2002), da Companhia Energética do Amazonas (2000/2002), da
Boa Vista Energia (2002-2003). Iniciou sua carreira no setor público na Companhia
Energética do Maranhão (CEMAR), onde exerceu vários cargos até chegar a Diretor
Técnico e de Distribuição. É professor licenciado da Universidade Federal do Maranhão
(UFMA); Diretor-presidente da Boa Vista Energia (BOVESA/2002-2003), empresa
subsidiária integral da Eletronorte, concessionária de geração e distribuição de energia
elétrica no município de Boa Vista (RR). No período, acumulou a Diretoria Técnica da
empresa;Diretor-presidente da Manaus Energia (MESA/2000-2002), empresa subsidiária
integral da Eletronorte, concessionária de geração, transmissão e distribuição de energia
elétrica no município de Manaus (AM); Diretor-presidente da Companhia Energética do
Amazonas (CEAM/2000-2002), empresa federalizada pela Eletrobrás, concessionária de
geração e distribuição de energia elétrica nos demais 61 municípios do estado do
Amazonas; Professor da Universidade Federal do Maranhão (UFMA/1979-1986).
Professor Colaborador do Departamento de Matemática e Física do Centro de Estudos
Básicos (Portaria 467/79) e professor Assistente do Departamento de Engenharia Elétrica
do Centro Tecnológico (Portaria 249/81). Admitido por concurso público em 1981;
Na Eletronorte foi Coordenador Geral da Presidência (1996-2000) e Assistente da
Diretoria Financeira (1995-1996); Diretor-Técnico e de Distribuição da CEMAR (1986-
1994); Presidente do Comitê Coordenador de Operações do Norte e Nordeste
(CCON/1990-1991); Vice-Presidente de Distribuição, Comitê Diretor, Subcomitê de
Operação da Distribuição Grupo de Trabalho de Manutenção de Linhas de Transmissão
do CCON (1980-1990); Departamento de Engenharia e Construção, Departamento de
Operações e Divisão de manutenção de Linhas de Transmissão da CEMAR (1979-1986);
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Data-Base - 31/12/2007
Conselho de Administração da Boa Vista Energia (BOVESA/2002-2003); Conselho de
Administração da Manaus Energia e da CEAM (1999-2000); Conselho de Administração
da CEMAR (1992-1994); Conselho Deliberativo do Projeto Reviver - Revitalização do
Centro Histórico de São Luís (1991-1994); MBA Executivo Internacional (Amana-Key-
APG, São Paulo, 1996) e MBA Executivo em Finanças (IBMEC Business School, Brasília,
1999).
FRANCISCO ROBERTO DE ALBUQUERQUE – Membro do Conselho de Administração
Bacharel em Ciências Militares (Academia Militar das Agulhas Negras - AMAN - Resende
- RJ) - 1958, Mestre em Ciências Militares (Escola de Aperfeiçoamento de Oficiais -
EsAO) 1969, Doutor em Ciências Militares (Escola de Comando e Estado-Maior do
Exército - Rio de Janeiro - RJ) 1977 e Bacharel em Ciências Econômicas - UNIPA - São
Paulo - SP) 1968. Comandante do 2o. Grupo de Artilharia de Campanha Autopropulsado,
sediado em ITU - SP (1984-1986), Chefe de Assessoria do Gabinete do Ministro de
Exército, Brasília - DF (1986-1987), Chefe da Comissão do Exército Brasileiro e Adjunto
do Adido Militar, Washington - Estados Unidos da América (1987-1989) e Subchefe de
Gabinete do Ministro do Exército, Brasília - DF (1989-1991). Chefe do Gabinete do
Estado-Maior do Exército, Brasília - DF (1991-1994), Comandante da 11 a. Brigada de
Infantaria Blindada, Campinas - SP (1994-1995), Mediador Militar - Coordenador do
processo de paz no conflito entre Equador e Peru (1995-1996), Subchefe do Estado-Maior
do Exército, Brasília - DF (1996-1997), Secretário Geral do Exército, Brasília - DF (1997-
2000), Chefe do Departamento de Serviços, atual Departamento Logístico, Brasília - DF
(2000-2001), Secretário de Tecnologia da Informação, Brasília - DF, em 2001,
Comandante Militar do Sudeste, São Paulo - SP (2001-2002) e Comandante do Exército
Brasileiro, Brasília - DF (2003-2007). Durante sua carreira militar recebeu ao todo 22
condecorações nacionais e 16 condecorações internacionais.
ARTHUR ANTONIO SENDAS – Membro do Conselho de Administração
Presidente do Grupo Sendas, empresa que ocupa o primeiro lugar no ranking das
maiores empresas do setor varejista do Estado do Rio de Janeiro, com capital
genuinamente brasileiro. É vice-presidente do Conselho Consultivo da Associação
Brasileira dos Supermercados - Abras e, por cinco anos, representou o setor privado no
Conselho Monetário Nacional; Presidente do Conselho de Administração e Diretoria
Executiva de Sendas S/A.; Presidente de Sendas Empreendimentos e Participações Ltda.
; Presidente Sendas Agropecuária S/A., Presidente da Diretoria Executiva de Sendas
Comércio Exterior S/A.; Presidente da Diretoria Executiva de Casa Show S/A.; Presidente
do Conselho de Administração de Sendas Distribuidora S/A.. Membro do Conselho de
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Data-Base - 31/12/2007
Administração da Cia. Brasileira de Distribuição -Pão de Açúcar; Membro do Conselho de
Desenvolvimento da Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro e Presidente do
Conselho de Administração da Agência de Desenvolvimento da Cidade do Rio de Janeiro
-Agência Rio. É membro do Conselho de Administração da Petrobras e da Petrobras
Distribuidora S/A., eleito em 29 de março de 2004.
LUCIANO GALVÃO COUTINHO – Membro do Conselho de Administração
Luciano Galvão Coutinho é doutor em Economia pela Universidade de Cornell (EUA) e
professor convidado da Universidade de Campinas (Unicamp). Seus estudos acadêmicos
sempre tiveram como temas principais a política industrial e o lado real da economia.
Especialista em economia industrial e internacional, escreveu e foi organizador de vários
livros além de ter extensa produção de artigos, publicados no Brasil e no exterior. Em
1994, coordenou o Estudo de Competitividade da Indústria Brasileira, trabalho de quase
uma centena de especialistas que mapeou com profundidade inédita o setor industrial
brasileiro.
Entre 1985 e 1988 foi secretário-executivo do Ministério de Ciência e Tecnologia,
participando da estruturação do Ministério e na concepção de políticas voltadas a áreas
de alta complexidade, como biotecnologia, informática, química fina, mecânica de
precisão e novos materiais.
Nascido em Pernambuco, Coutinho é bacharel em Economia pela Universidade de São
Paulo e, durante o curso, recebeu o prêmio Gastão Vidigal como melhor aluno de
Economia de São Paulo. Possui mestrado em Economia pelo Instituto de Pesquisas
Econômicas da USP e foi professor visitante nas Universidades de São Paulo, de Paris
XIII, do Texas e do Instituto Ortega y Gasset, além de professor titular na Unicamp. Até
assumir a Presidência do BNDES era sócio da LCA Consultores, atuando como consultor-especialista
em defesa da concorrência, comércio internacional e perícias econômicas.
Em 4 de abril de 2008 tomou posse no cargo de Conselheiro de Administração da
Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e da Petrobras Distribuidora S.A.
FABIO COLLETTI BARBOSA – Membro do Conselho de Administração
Administrador de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas, de São Paulo em 1976,
obteve seu MBA no IMEDE (Institut for Management and Development), na Suiça, em
1979. Exerceu funções na Tesouraria da Nestlé, no Brasil e no exterior, no período de
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1974 a 1986. No grupo Citicorp, foi Diretor de várias áreas financeiras entre 1986 e 1992.
Foi Presidente do LTCB Latin America Ltda. entre maio de 1992 e agosto de 1995. A
partir de setembro de 1995, transferiu-se para o ABN Amro Bank/São Paulo - Brasil onde
exerceu a função de Diretor do Corporate Banking & Finance, até agosto de 1996, quando
passou a Presidente da instituição. Com a incorporação do Banco Real S.A. pelo ABN
Amro Bank tornou-se, desde novembro de 1998, o Diretor-Presidente do Banco ABN
AMRO REAL S.A.. Participa do Conselho e da Diretoria Executiva da Federação
Brasileira das Associações de Bancos - FEBRABAN, desde 1999. Convidado pelo
Presidente da República para o Conselho de Desenvolvimento Social e Econômico, é
membro da instituição, desde sua criação, no início de 2003. É membro de nosso
Conselho de Administração desde 02 de janeiro de 2003 e é membro do Conselho de
Administração da BR.
JORGE GERDAU JOHANNPETER – Membro do Conselho de Administração
É presidente do Conselho de Administração do Grupo Gerdau, que ocupa o 24º lugar
entre as maiores companhias siderúrgicas do mundo, desde 1983. É também
coordenador da organização não governamental Ação Empresarial Brasileira, que trata de
questões de desenvolvimento, líder do Programa Gaúcho da Qualidade e Produtividade -
PQGP, referência para os setores público e privado na implementação de gestão de
qualidade total, representante no Brasil da American Society for Quality (ASQ), presidente
do Conselho do Prêmio Qualidade do Governo Federal, membro do Conselho de
Administração do Instituto Brasileiro de Siderurgia (IBS), e presidente do Conselho de
Administração da Aço Minas Gerais - Açominas. É membro do Conselho de
Administração da Petrobras desde 19 de outubro de 2001 e é membro do Conselho de
Administração da BR.
DIRETORIA EXECUTIVA
RENATO DE SOUZA DUQUE – Diretor de Serviços
Engenheiro Elétrico formado pela Universidade Federal Fluminense, com especialização
em Engenharia do Petróleo e pós-graduação MBA na UFRJ. Engenheiro de Petróleo
Sênior da Petrobras, onde ingressou em 1978. Assumiu diversas funções de gerência na
empresa (plataformas, unidades de exploração, perfuração, operações especiais). Entre
1995 e 1999, foi Gerente de Recursos Humanos da área de Exploração e Produção,
coordenando todas as unidades operacionais nesta atividade. Foi também Gerente de
Engenharia e Tecnologia de Poço do E&P. Desde novembro de 2000 é Gerente de
Contratos da área de Exploração e Produção, onde coordena especificação técnica,
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análise de mercado e contratação de sondas de perfuração, embarcações e helicópteros,
além da contratação de serviços de perfuração, embarcações especiais de lançamento de
linhas e serviços submarinos.
GUILHERME DE OLIVEIRA ESTRELLA – Diretor de Exploração e Produção
Nascido no Rio de Janeiro. Geólogo formado pela Universidade Federal do Rio de
Janeiro. Funcionário da Petrobras desde 1965, aposentou-se em 1994. Tem vasta
experiência técnica na Petrobras. Começou como geólogo de poço e tornou-se Gerente
de Exploração da Braspetro no Iraque (1976-1978). Foi chefe dos setores de
Interpretação de Bacias da Costa Leste do Brasil, de Geoquímica Orgânica e da Divisão
de Exploração; Superintendente de Pesquisa e Desenvolvimento em Exploração,
Perfuração e Produção; e Superintendente Geral do Centro de Pesquisas da empresa
(Cenpes). Foi presidente do núcleo RJ, diretor conselheiro e vice-presidente nacional da
Sociedade Brasileira de Geologia, integrou a Sociedade Brasileira de Paleontologia e a
American Association of Petroleum Geologists e foi diretor do Instituto Brasileiro do
Petróleo.
MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTER – Diretora de Gás e Energia
A Engenheira Maria das Graças Silva Foster ocupa, desde maio de 2006, a Presidência
da Petrobras Distribuidora S.A. Anteriormente, ela esteve na Presidência da Petroquisa,
cargo que assumiu em setembro de 2005 tendo acumulado, neste período, a Diretoria de
Relações com Investidores da mesma Companhia. Simultaneamente, desempenhou
ainda a função de Gerente Executiva de Petroquímica e Fertilizantes, ligada a Diretoria de
Abastecimento da Petrobras.
De janeiro de 2003 até aquela data, Foster exerceu a função de Secretária de Petróleo,
Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia. Neste período,
Foster ainda exerceu, por Decretos Presidenciais, as funções de Coordenadora
Interministerial do Programa do Governo Federal de Biodiesel: Produção e Uso de
Biodiesel e de Secretária Executiva Nacional do Programa do Governo Federal de
Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo – PROMINP. Antes já havia ocupado
cargos de gerência na Unidade de Negócios de Gás Natural, no Centro de Pesquisas e
Desenvolvimento Leopoldo Miguez de Mello (CENPES) e na Transportadora Brasileira do
Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG).
Atualmente é Presidente do Conselho de Administração da Liquigás Distribuidora S.A,
Vice-Presidente do Conselho de Administração da Cia. Brasileira de Petróleo Ipiranga e
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Data-Base - 31/12/2007
Membro do Conselho de Administração do Inst. Brasileiro de Petróleo, Gás e
Biocombustíveis. Também já foi membro dos Conselhos de Administração da Braskem
S.A, Petroquímica União S.A, Rio Polímeros S.A, Transportadora Brásileira Gasoduto
Bolívia-Brasil S.A. e Petrobras Transporte S.A..
Maria das Graças Silva Foster é do quadro de profissionais de carreira da Petrobras.
Graça Foster, como também é conhecida, tem graduação em Engenharia Química pela
Universidade Federal Fluminense (UFF), com mestrado em Engenharia Mecânica e
Engenharia Nuclear pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (COPPE/UFRJ) e com
MBA em Economia pela Fundação Getúlio Vargas.
Em abril de 2007, Graça Foster foi condecorada com o Grau de Comendador da Ordem
de Rio Branco do Ministério das Relações Exteriores.
PAULO ROBERTO COSTA – Diretor de Abastecimento
O Sr Paulo Roberto Costa é Engenheiro Mecânico, formado pela Universidade Federal
do Paraná em 1976. Curso de especialização na PETROBRAS em Engenharia de
Instalações no Mar. Participou das instalações de plataformas e do desenvolvimento da
produção da Bacia de Campos de 1979 a 1994 nas áreas de Engenharia,
Superintendência de Apoio e como Superintendente da Região de Produção do
Sudeste.
Em 1995 foi indicado como Gerente Geral da E&P-Sul (Exploração e Produção do Sul),
responsável pelas Bacias de Santos e Pelotas. Em 1996 respondeu pela Gerência
Geral de Logística da área de E&P. De 1997 até Maio de 1999 respondeu pela Gerência
de Gás, área responsável pela comercialização do Gás Natural na Petrobras.
Diretor da Petrobras Gás S.A. - GASPETRO, de maio de 1997 a dezembro de 2000.De
janeiro de 2001 a abril de 2003 esteve como responsável pela Gerência Geral de
Logística da Unidade de Negócios Gás Natural da Petrobras.
De abril de 2003 a maio de 2004, Diretor-Superintendente da TBG-Transportadora
Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil S.A.
Em 14 de maio de 2004 nomeado Diretor de Abastecimento da Petrobras.
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Data-Base - 31/12/2007
ALMIR GUILHERME BARBASSA – Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Almir Guilherme Barbassa é Mestre em Economia pela Fundação Getúlio Vargas/RJ,
ocupou o posto de Gerente Executivo de Finanças Corporativas da Petrobras de 12 de
julho de 1999 até assumir a posição de Diretor Financeiro e de Relações com
Investidores. Ingressou na empresa em 1974 e atuou na Braspetro como Gerente
Financeiro no Oriente Médio, África, Estados Unidos e Brasil, e como Diretor Financeiro
da mesma entre 1993 e 1999. É Presidente da Petrobras International Finance
Company - PIFCO e da Petrobras Netherlands BV (PNBV). Adicionalmente, foi
professor do Departamento de Economia da Universidade Católica de Petrópolis e das
Faculdades Integradas Bennett entre 1973 e 1979.
JORGE LUIZ ZELADA – Diretor Internacional
Natural da cidade de Porto Alegre (RS). Engenheiro Eletrônico, formado pela
Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), integra o quadro de profissionais de nível
superior da Petrobras desde janeiro de 1980, onde começou como engenheiro de
instrumentação no Grupo Executivo para Desenvolvimento da Bacia de Campos
(GECAN), atuando nos projetos das primeiras plataformas para aquela bacia.
Sua função anterior na Companhia, exercida desde fevereiro de 2003, foi a de Gerente
Geral de Implementação de Empreendimentos de Exploração e Produção e Transporte
Marítimo da Área de Engenharia, órgão responsável pela construção de plataformas de
produção. Exerceu ainda outras funções de gerência nas áreas de engenharia e de
perfuração.
Na Petrobras Distribuidora S.A., Jorge Zelada foi Gerente de Desenvolvimento de
Projetos de Soluções Energéticas, responsável pela implementação de projetos de
energia para clientes e de usinas termelétricas do Programa Emergencial do Governo
Federal.
Zelada realizou diversos cursos nas áreas técnica e gerencial.
Em 3 de março de 2008, foi nomeado Diretor Internacional da Petrobras.
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Data-Base - 31/12/2007
CONSELHO FISCAL
Marcus Pereira Aucélio - Membro titular do Conselho Fiscal
Engenheiro Florestal pela Universidade de Brasília com pós-graduações em finanças
pelo IBMEC de Brasília e em Economia do Setor Público pela FGV/SP.
Atua na Secretaria do Tesouro Nacional – STN -, na Coordenação-Geral de
Gerenciamento de Fundos e Operações Fiscais – COFIS, ocupando desde junho de
2002 o posto de Coordenador-Geral. Desempenhou também atividade na CODIP
(Coordenação-Geral de Administração da Dívida Pública), entre 1994 e 2002.
Atuou ainda no Conselho Fiscal do Banco do Estado de São Paulo – BANESPA de
abril/1998 a nov/2000 e no Conselho Fiscal do Banco do Brasil entre maio/2000 e abril
/2005. É membro do Conselho Curador do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço –
FGTS, do Conselho Curador do Fundo de Compensações das Variações Salariais –
FCVS e do Conselho Diretor do Fundo da Marinha Mercante – CDFMM.
Túlio Luiz Zamin – Membro titular do Conselho Fiscal
Formado em Ciências Contábeis pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do
Sul em 1982. De 2000 a 2003, foi presidente do Banco do Estado do Rio Grande do Sul
S.A. Foi secretário substituto da Fazenda do estado do Rio Grande do Sul, acumulando
o cargo de diretor-geral nessa Secretaria, de 1999 a 2000. Na Companhia Carris Porto-
Alegrense, exerceu o cargo de diretor-presidente, de 1995 a 1998. De 1992 a 1994, foi
secretário da Fazenda do município de Porto Alegre. De 1990 a 1992, exerceu a função
de assessor na Secretaria de Planejamento do município de Porto Alegre. Em 1986, foi
nomeado agente fiscal do Tesouro do estado do Rio Grande do Sul. Na Farol S.A. –
Indústria Gaúcha de Farelos e Óleos –, exerceu o cargo de auditor interno, de 1977 a
1986. É diretor-presidente da Empresa Pública de Transporte e Circulação (EPTC) da
Prefeitura Municipal de Porto Alegre desde 2003. Participou, como membro suplente, do
Conselho de Administração do Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul, de
1999 a 2003. Foi membro do Conselho de Administração do Detran de 1999 a 2000.
Participou como vice-presidente do Conselho de Administração de 2000 a 2003,
membro titular do Conselho Fiscal em 1999 e suplente de 1988 a 1991 do Banrisul S.A.
Foi membro do Conselho Fiscal da Distribuidora de Valores do estado do Rio Grande do
Sul, de 1987 a 1989. É conselheiro fiscal da Petrobras desde 27 de março de 2003.
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Data-Base - 31/12/2007
César Acosta Rech - Membro titular do Conselho Fiscal
Economista, 40 anos, atualmente é Coordenador de Relações Institucionais da Agência
Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos – Apex-Brasil.
No período compreendido entre 1998 e 2002, exerceu a função de Diretor da Associação
Nacional de Entidades Promotoras de Empreendimentos de Tecnologias Avançadas –
ANPROTEC, organização que congrega os parques tecnológicos e incubadoras de
empresas brasileiras.
Foi Diretor de Administração e Finanças do Serviço de Apoio às Micro e Pequenas
Empresas – SEBRAE – no biênio 2005/2006 e Diretor do Departamento de Micro, Pequena
e Média Empresas do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, nos
anos de 2003 e 2004.
Entre 1993 e 2002, ocupou cargos de gerência, supervisão e diretoria em âmbito municipal e
estadual no Rio Grande do Sul, entre eles o de gerente da Incubadora Empresarial
Tecnológica de Porto Alegre – de 1993 a 1996.
Atuou ainda como Conselheiro em diversos órgãos colegionados, entre eles Junta de
Administração da FINAME/BNDES, e os conselhos deliberativos da Agência Brasileira de
Desenvolvimento Industrial – ABDI e do SEBRAE, todos de caráter nacional. No plano
estadual atuou como Conselheiro da CRP – Companhia Riograndense de Participações, do
SEBRAE/RS e do SOFTSUL – Sociedade Sulriograndense de Software, entre outros.
Atualmente é membro do Conselho Fiscal do BNDES.
Nelson Rocha Augusto - Membro titular do Conselho Fiscal
Economista formado pela Unicamp, com pós graduação em macroeconomia pela PUC-SP,
desde março de 2003 é presidente da BB Administração de Ativos – Distribuidora
de Títulos e Valores Mobiliários S.A, a BB DTVM - subsidiária integral do conglomerado
Banco do Brasil, sendo também membro do Conselho Fiscal da Petrobras (mandato de
março de 2003/março de 2005) e, a partir de junho do mesmo ano, vice-presidente da
Associação Nacional dos Bancos de Investimento, ANBID. Em 2004 foi nomeado diretor
da BB Securities de Londres (maio) e do Banco do Brasil Securities L.L.C de Nova York
(agosto). Tendo concebido conceitualmente todo o processo de sua abertura, foi diretor
Executivo-Financeiro do Banco Ribeirão Preto S/A . Entre janeiro de 2001 a junho de
2002, exerceu a função de Secretário do Planejamento e Gestão Ambiental do
Município de Ribeirão. Implementou os departamentos econômicos do Banco Francês e
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Data-Base - 31/12/2007
Brasileiro e do Banco Votorantim, tendo participado da equipe que constituiu este
último. Trabalhou como pesquisador e foi bolsista no programa de formação de quadros
do CEBRAP - Centro Brasileiro de Análise e Planejamento. É membro do conselho da
ABBC (Associação Brasileira dos Bancos Comerciais). Professor do MBA da FEA-USP
em Ribeirão Preto, é palestrante constante em temas ligados à Economia, com vários
artigos publicados em jornais como Gazeta Mercantil, O Estado de São Paulo e Folha
de São Paulo. É conselheiro fiscal da Petrobras desde 27 de março de 2003.
Maria Lúcia de Oliveira Falcón – Membro titular do Conselho Fiscal
Engenheira agrônoma pela Universidade Federal da Bahia em 1982. Obteve título de
mestre em Economia também na Universidade Federal da Bahia em 1990. Tem
especialização em Reestruturação Produtiva e Qualidade Total pela USP/UFMG e
IBQN, com missão no Japão em 1995. Concluiu o doutorado em Sociologia na
Universidade de Brasília em 2000. Participou do quadro do Dieese como supervisora do
escritório da Bahia e de Sergipe, de 1986 a 1992. Leciona no Departamento de
Economia da Universidade Federal de Sergipe desde 1993. Foi secretária de
Planejamento da prefeitura de Aracaju (SE) de 1997 a 1998 e reassumiu o cargo em
2001. É conselheira fiscal da Petrobras desde 27 de março de 2003.
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Data-Base - 31/12/2007
03.01 - EVENTOS RELATIVOS À DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL
1 - EVENTO BASE 2 - DATA DO EVENTO 3 - PESSOAS FÍSICAS E JURÍDICAS 4 - INVESTIDORES INSTITUCIONAIS 5 - ACORDO DE ACIONISTAS 6 - AÇÕES PREFER. COM DIREITO A VOTO
AGO 0 0 NÃO NÃO
7 - AÇÕES PREFERENCIAIS COM DIREITO A VOTO
04/04/2008
8 - DATA DO ÚLTIMO ACORDO DE ACIONISTAS
10 - QUANTIDADE (Unidade) 11 - PERCENTUAL
2.152.338.560
9 - EXISTEM AÇÕES EM CIRCULAÇÃO
16 - AÇÕES PREFERENCIAIS EM CIRCULAÇÃO NO MERCADO
PREFERENCIAIS
12 - QUANTIDADE (Unidade) 13 - PERCENTUAL 14 - QUANTIDADE (Unidade) 15 - PERCENTUAL
5.279.020.622 60,17
TOTAL
3.126.682.062
AÇÕES EM CIRCULAÇÃO NO MERCADO
ORDINÁRIAS
42,42
84,49
SIM
1 - CLASSE 2 - QUANTIDADE (Unidade) 3 - PERCENTUAL
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Data-Base - 31/12/2007
03.02 - POSIÇÃO ACIONÁRIA DOS ACIONISTAS COM MAIS DE 5% DE AÇÕES ORDINÁRIAS E/OU PREFERENCIAIS
1 - ITEM 2 - NOME/RAZÃO SOCIAL
6 - AÇÕES ORDINÁRIAS 7 - % 8 - AÇÕES PREFERENCIAIS 9 - % 10 - TOTAL DE AÇÕES
3 - CPF/CNPJ
11 - ¨% 12 - COMP.CAP.SOC.
4 - NACIONALIDADE
13 - PART. NO ACORDO DE ACIONISTAS
5 - UF
14 - CONTROLADOR
(Mil) (Mil) (Mil)
15/1 - CLASSE 15/2 - QTD. AÇÕES PREFERENCIAIS 15/3 - % PREFERENCIAIS
(Mil)
001 UNIÃO FEDERAL
2.826.516 55,71 0 0,00 2.826.516 32,21 SIM
002 BNDES PARTICIPAÇÕES S.A. - BNDESPAR 00.383.281-0001/09 BRASILEIRA
94.492 1,86 574.047 15,51 668.539 7,62 NÃO
003 CAIXA PREVD. FUNC. DO BCO. DO BRASIL 33.754.482-0001/24 BRASILEIRA RJ
5.768 0,11 265.811 7,18 271.579 3,10 NÃO
997 AÇÕES EM TESOURARIA
0 0,00 0 0,00 0 0,00
998 OUTROS
2.146.571 42,32 2.860.871 77,31 5.007.442 57,07
999 TOTAL
5.073.347 100,00 3.700.729 100,00 8.774.076 100,00
02/07/2008 14:54:33 Pág: 19

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS 00951-2 33.000.167/0001-01
04.01 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL
1 - Data da Última Alteração: 28/04/2008
2- ITEM 3 - ESPÉCIE DAS AÇÕES 4 - NOMINATIVA
OU ESCRITURAL
5 - VALOR NOMINAL
(Reais)
6 - QTD. DE AÇÕES
(Mil)
7 - SUBSCRITO
(Reais Mil)
8 - INTEGRALIZADO
(Reais Mil)
Data-Base - 31/12/2007
01 ORDINÁRIAS NOMINATIVA 5.073.347 45.660.126 45.660.126
02 PREFERENCIAIS NOMINATIVA 3.700.729 33.306.565 33.306.565
03 PREFERENCIAIS CLASSE A 0 0 0
04 PREFERENCIAIS CLASSE B 0 0 0
05 PREFERENCIAIS CLASSE C 0 0 0
06 PREFERENCIAIS CLASSE D 0 0 0
07 PREFERENCIAIS CLASSE E 0 0 0
08 PREFERENCIAIS CLASSE F 0 0 0
09 PREFERENCIAIS CLASSE G 0 0 0
10 PREFERENCIAIS CLASSE H 0 0 0
11 PREFER. OUTRAS CLASSES 0 0 0
99 TOTAIS 8.774.076 78.966.691 78.966.691
02/07/2008 14:54:35 Pág: 20

Legislação Data-Base - 31/12/2007 Societária
33.000.167/0001-01
7 - QUANTIDADE DE AÇÕES EMITIDAS
1 - CÓDIGO CVM
00951-2
2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL
04.02 - CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS
1- ITEM 2 - DATA DA
ALTERAÇÃO
3 - VALOR DO CAPITAL SOCIAL
(Reais Mil)
4 - VALOR DA ALTERAÇÃO
(Reais Mil)
5 - ORIGEM DA ALTERAÇÃO
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS
(Mil)
8 - PREÇO DA AÇÃO NA
EMISSÃO
(Reais)
3 - CNPJ
01 04/04/2008 78.966.690 26.322.230 Reserva de Lucro e Capital 0 0,0000000000
02 02/04/2007 52.644.460 4.380.477 Reserva de Lucro 0 0,0000000000
03 01/06/2006 48.263.983 16.314 Incorporação de Empresas 887 18,3995611500
04 03/04/2006 48.247.669 15.351.531 Res. Lucro e saldo da res. CM 0 0,0000000000
02/07/2008 14:54:36 Pág: 21

6 - QUANTIDADE DE AÇÕES
04.03 - BONIFICAÇÃO / DESDOBRAMENTO OU GRUPAMENTO DE AÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS
1- ITEM 2 - DATA APROVAÇÃO 3 - VALOR NOMINAL POR AÇÃO
ANTES DA APROVAÇÃO DEPOIS DA APROVAÇÃO ANTES DA APROVAÇÃO DEPOIS DA APROVAÇÃO
(Reais)
4 - VALOR NOMINAL POR AÇÃO
(Reais)
(Mil) (Mil)
Data-Base - 31/12/2007
01 24/03/2008 4.387.038 8.774.076
02 22/07/2005 1.096.538 4.386.152
02/07/2008 14:54:36 Pág: 22

04.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL AUTORIZADO
1- ITEM 2 - ESPÉCIE
(Mil)
04.04 - CAPITAL SOCIAL AUTORIZADO
1 - QUANTIDADE
(Mil)
8.774.076
2 - VALOR
(Reais Mil)
60.000.000
3 - DATA DA AUTORIZAÇÃO
29/03/2004
3 - CLASSE
AUTORIZADAS À EMISSÃO
Data-Base - 31/12/2007
01 PREFERENCIAIS 200.000
02/07/2008 14:54:37 Pág: 23

33.000.167/0001-01
PETRÓLEO BRASILEIRO 00951-2 S.A. - PETROBRAS
06.01 - PROVENTOS DISTRIBUÍDOS NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS
1 - ITEM 5 - TÉRMINO DO 6 - LUCRO OU PREJUÍZO
EXERCÍCIO LÍQUIDO NO PERÍODO
(Reais Mil)
4 - DATA DA
APROVAÇÃO
3 - APROVAÇÃO DA
DISTRIBUIÇÃO
11 - DATA DE
PAGAMENTO
10 - MONTANTE DO
PROVENTO
(Reais Mil)
8 - ESPÉCIE 9 - CLASSE
DAS AÇÕES
7 - VALOR DO
PROVENTO POR AÇÃO
2 - PROVENTO
EVENTO
DAS AÇÕES
DISTRIBUIÇÃO SOCIAL
INÍCIO DE
Data-Base - 31/12/2007
01 DIVIDENDO AGO 31/03/2005 31/12/2004 17.754.171 1,6000000000 ORDINÁRIA 1.014.668 31/05/2005
02 DIVIDENDO AGO 31/03/2005 31/12/2004 17.754.171 1,6000000000 PREFERENCIAL 739.792 31/05/2005
03 JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO RCA 17/06/2005 31/12/2005 23.450.082 0,5000000000 ORDINÁRIA 1.268.337 05/01/2006
04 JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO RCA 17/06/2005 31/12/2005 23.450.082 0,5000000000 PREFERENCIAL 924.739 05/01/2006
07 DIVIDENDO AGO 03/04/2006 31/12/2005 23.450.082 0,6000000000 ORDINÁRIA 1.522.004 02/06/2006
08 DIVIDENDO AGO 03/04/2006 31/12/2005 23.450.082 0,6000000000 PREFERENCIAL 1.109.687 02/06/2006
09 JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO AGO 03/04/2006 31/12/2005 23.450.082 0,2500000000 ORDINÁRIA 634.169 02/06/2006
10 JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO AGO 03/04/2006 31/12/2005 23.450.082 0,2500000000 PREFERENCIAL 462.370 02/06/2006
12 JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO RCA 20/10/2006 31/12/2006 26.063.173 1,0000000000 PREFERENCIAL 1.850.364 04/01/2007
15 DIVIDENDO AGO 02/04/2007 31/12/2006 26.063.173 0,3500000000 ORDINÁRIA 887.836 02/06/2007
16 DIVIDENDO AGO 02/04/2007 31/12/2006 26.063.173 0,3500000000 PREFERENCIAL 647.627 02/06/2007
21 JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO RCA 27/12/2007 31/12/2007 22.028.691 0,3000000000 ORDINÁRIA 761.002 30/04/2008
23 JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO AGO/E 04/04/2008 31/12/2007 22.028.691 0,1500000000 ORDINÁRIA 380.501
24 JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO AGO/E 04/04/2008 31/12/2007 22.028.691 0,1500000000 PREFERENCIAL 277.555
25 DIVIDENDO AGO/E 04/04/2008 31/12/2007 22.028.691 0,0500000000 ORDINÁRIA 126.834
02/07/2008 14:54:37 Pág: 24

33.000.167/0001-01
06.01 - PROVENTOS DISTRIBUÍDOS NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS
1 - ITEM 5 - TÉRMINO DO 6 - LUCRO OU PREJUÍZO
EXERCÍCIO LÍQUIDO NO PERÍODO
(Reais Mil)
4 - DATA DA
APROVAÇÃO
3 - APROVAÇÃO DA
DISTRIBUIÇÃO
11 - DATA DE
PAGAMENTO
10 - MONTANTE DO
PROVENTO
(Reais Mil)
8 - ESPÉCIE 9 - CLASSE
DAS AÇÕES
7 - VALOR DO
PROVENTO POR AÇÃO
2 - PROVENTO
EVENTO
DAS AÇÕES
DISTRIBUIÇÃO SOCIAL
INÍCIO DE
Data-Base - 31/12/2007
26 DIVIDENDO AGO/E 04/04/2008 31/12/2007 22.028.691 0,0500000000 PREFERENCIAL 92.518
02/07/2008 14:54:37 Pág: 25

33.000.167/0001-01
06.03 - DISPOSIÇÕES ESTATUTÁRIAS DO CAPITAL SOCIAL
1 - ITEM 3 - CLASSE 4 - % DO CAPITAL
2 - ESPÉCIE DA AÇÃO 5 - CONVERSÍVEL 6 - CONVERTE EM 7 - DIREITO A
SOCIAL
VOTO
8 - TAG ALONG %
DA AÇÃO
9 - PRIORIDADE
NO REEMBOLSO
DE CAPITAL
10 - PRÊMIO 11 - TIPO DE DIVIDENDO
Data-Base - 31/12/2007
12 - % DIVIDENDO 13 - R$/AÇÃO 14 - CUMULA-TIVO
15 - PRIORITÁ-
16 - CALCULADO SOBRE
RIO
17 - OBSERVAÇÃO
01 PREFERENCIAL 42,17 NÃO RESTRITO 0,00 SIM
NÃO MÍNIMO 0,00 42,68000 NÃO SIM CAPITAL SOCIAL
02 ORDINÁRIA 57,83 NÃO PLENO 0,00
0,00 0,00000
06.04 - MODIFICAÇÃO ESTATUTÁRIA/DIVIDENDO OBRIGATÓRIO
1 - DATA DA ÚLTIMA MODIFICAÇÃO DO ESTATUTO 2 - DIVIDENDO OBRIGATÓRIO (% DO LUCRO)
04/04/2008 25,00
02/07/2008 14:54:45 Pág: 26

07.01 - REMUNERAÇÃO E PARTICIPAÇÃO DOS ADMINISTRADORES NO LUCRO
1 - PARTICIPAÇÃO DOS ADMINISTRADORES
2 - VALOR DA REMUNERAÇÃO GLOBAL DOS 3 - PERIODICIDADE
31/12/2007
4- ITEM 5 - DESCRIÇÃO DAS PARTICIPAÇÕES E CONTRIBUIÇÕES 6 - VALOR DO ÚLTIMO
(Reais Mil)
ANUAL
7 - VALOR DO PENÚL-
(Reais Mil)
8 - VALOR DO ANTEPE-
(Reais Mil)
SIM
07.02 - PARTICIPAÇÕES E CONTRIBUIÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS
1 - DATA FINAL DO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL:
2 - DATA FINAL DO PENÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL: 31/12/2006
3 - DATA FINAL DO ANTEPENÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL: 31/12/2005
EXERCÍCIO TIMO EXERCÍCIO NÚLTIMO EXERCÍCIO
NO LUCRO ADMINISTRADORES
4.034
(Reais Mil)
Data-Base - 31/12/2007
01 PARTICIPAÇÕES-DEBENTURISTAS 0 0 0
02 PARTICIPAÇÕES-EMPREGADOS 843.462 991.900 846.000
03 PARTICIPAÇÕES-ADMINISTRADORES 950 1.100 857
04 PARTIC.-PARTES BENEFICIÁRIAS 0 0 0
05 CONTRIBUIÇÕES FDO. ASSISTÊNCIA 3.208.186 2.878.441 2.789.343
06 CONTRIBUIÇÕES FDO. PREVIDÊNCIA 0 0 0
07 OUTRAS CONTRIBUIÇÕES 0 0 0
08 LUCRO LÍQUIDO NO EXERCÍCIO 22.028.691 26.063.173 23.450.082
09 PREJUÍZO LÍQUIDO NO EXERCÍCIO 0 0 0
02/07/2008 14:54:45 Pág: 27

1 - CÓDIGO CVM
00951-2
07.03 - PARTICIPAÇÕES EM SOCIEDADES CONTROLADAS E/OU COLIGADAS
1- ITEM 2 - RAZÃO SOCIAL DA CONTROLADA/COLIGADA 3 - CNPJ
3 - CNPJ
33.000.167/0001-01
4 - CLASSIFICAÇÃO 5 - % PARTICIPAÇÃO
NO CAPITAL DA
INVESTIDA
6 - % PATRIMÔNIO
LÍQUIDO DA
INVESTIDORA
7 - TIPO DE EMPRESA 8 - INÍCIO ÚLTIMO EXERC.
SOCIAL
Data-Base - 31/12/2007
9 - FINAL ÚLTIMO EXERC.
SOCIAL
10 - QTD. AÇÕES ÚLTIMO EXERC. SOCIAL
11 - INÍCIO PENÚLTIMO
EXERCÍCIO SOCIAL
12 - FINAL PENÚLTIMO EXERC.
SOCIAL
13 - QTD. AÇÕES PENÚLTIMO EXERC. SOCIAL 14 - INÍCIO ANTEPENÚLT.
EXERC. SOCIAL
15 - FINAL DO ANTEPENÚLT.
EXERC. SOCIAL
(Mil)
16 - QTD. AÇÕES ANTEPENÚLTIMO EXERC.
SOCIAL
(Mil) (Mil)
01 PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY . . / - FECHADA CONTROLADA 100,00 16,00
EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS 01/01/2007
31/12/2007 300.050
01/01/2006 31/12/2006 300.050 01/01/2005 31/12/2005 50
02/07/2008 14:54:46 Pág: 28

1 - CÓDIGO CVM
00951-2
08.01 - CARACTERÍSTICAS DA EMISSÃO PÚBLICA OU PARTICULAR DE DEBÊNTURES
3 - CNPJ
33.000.167/0001-01
1- ITEM 01
1
2 - Nº ORDEM
3 - Nº REGISTRO NA CVM
4 - DATA DO REGISTRO CVM
5 - SÉRIE EMITIDA
6 - TIPO DE EMISSÃO
7 - NATUREZA EMISSÃO
8 - DATA DA EMISSÃO
9 - DATA DE VENCIMENTO
10 - ESPÉCIE DA DEBÊNTURE
11 - CONDIÇÃO DE REMUNERAÇÃO VIGENTE
12 - PRÊMIO/DESÁGIO
13 - VALOR NOMINAL
14 - MONTANTE EMITIDO
15 - Q. TÍTULOS EMITIDOS
16 - TÍTULO CIRCULAÇÃO
17 - TÍTULO TESOURARIA
18 - TÍTULO RESGATADO
19 - TÍTULO CONVERTIDO
20 - TÍTULO A COLOCAR
(Reais)
21 - DATA DA ÚLTIMA REPACTUAÇÃO
22 - DATA DO PRÓXIMO EVENTO
1
SIMPLES
PARTICULAR
FLUTUANTE
TJLP + 2,5% a.a.
43.000
43.000
43.000
0
0
0
0
(Reais Mil)
15/02/1998
15/02/2015
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
10.000,00
02/07/2008 14:54:47 Pág: 29

1 - CÓDIGO CVM
00951-2
3 - CNPJ
33.000.167/0001-01
02
2
CVM/SRE/DEB/2002/035
1
1- ITEM
2 - Nº ORDEM
5 - SÉRIE EMITIDA
13 - VALOR NOMINAL
(Reais)
30/08/2002
SIMPLES
PÚBLICA
FLUTUANTE
IGPM + 11% .a.a.
750.000
750.000
750.000
0
0
0
0
(Reais Mil)
01/08/2002
01/08/2012
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
1.000,00
02/07/2008 14:54:47 Pág: 30

1 - CÓDIGO CVM
00951-2
3 - CNPJ
33.000.167/0001-01
03
3
CVM/SRE/DEB/2002/037
1
1- ITEM
2 - Nº ORDEM
5 - SÉRIE EMITIDA
13 - VALOR NOMINAL
(Reais)
30/10/2002
SIMPLES
PÚBLICA
FLUTUANTE
IGPM + 10,3% a.a.
775.000
775.000
775.000
0
0
0
0
(Reais Mil)
04/10/2002
01/10/2010
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
(UNIDADE)
1.000,00
02/07/2008 14:54:47 Pág: 31

Data-Base - 31/12/2007
09.01 - BREVE HISTÓRICO DA EMPRESA
No dia 3 de outubro de 1953, do Palácio do Catete, antiga sede do Governo federal, o
presidente Getúlio Vargas enviava mensagem ao povo brasileiro, dando conta de que o
Congresso acabara de transformar em lei o plano governamental para a exploração do
petróleo. "Constituída com capital, técnica e trabalho exclusivamente brasileiros, a
Petrobras resulta de uma firme política nacionalista no terreno econômico, já consagrada
por outros arrojados empreendimentos, em cuja viabilidade sempre confiei", disse o
presidente. "É, portanto, com satisfação e orgulho patriótico que hoje sancionei o texto de
lei aprovado pelo poder legislativo, que constitui novo marco da nossa independência
econômica", concluiu.
Estavam lançadas as bases da política petrolífera nacional, estabelecida na Lei 2004, que
criou a Petróleo Brasileiro S.A – Petrobras, com intuito de executar as atividades do setor
petróleo no Brasil em nome da União. Foi um momento histórico, e o início de um longo
caminho a percorrer.
A Petróleo Brasileiro S.A iniciou suas atividades com o acervo recebido do antigo
Conselho Nacional do Petróleo (CNP) e ao longo de quatro décadas, tornou-se líder em
distribuição de derivados no país, colocando-se entre as vinte maiores empresas
petrolíferas na avaliação internacional.
Detentora da tecnologia mais avançada do mundo para a produção de petróleo em águas
profundas, a Companhia foi premiada, em 1992 e 2001, pela Offshore Technology
Conference (OTC).
Em 1997, o Brasil ingressou no seleto grupo dos 16 países que produzem mais de 1
milhão de barris de óleo por dia. E nesse mesmo ano foi criada a Lei n º 9.478, que abre
as atividades da indústria petrolífera à iniciativa privada.
Com a lei, foram criados a Agência Nacional do Petróleo (ANP), encarregada de regular,
contratar e fiscalizar as atividades do setor; e o Conselho Nacional de Política Energética,
um órgão formulador da política pública de energia.
Em sintonia com a mudança do cenário, a Petrobras segue preparada para a livre
competição, ampliando novas perspectivas de negócios e tendo maior autonomia
empresarial.
A explicação para o sucesso da Petrobras está na eficiência de suas unidades
espalhadas por todo o Brasil: nas refinarias, áreas de exploração e de produção, dutos,
terminais, gerências regionais e na sua grande frota petroleira.
02/07/2008 14:54:52 Pág: 32

Data-Base - 31/12/2007
Anos 50 - Aprender Fazendo
Ao ser constituída, a nova companhia recebeu do Conselho Nacional do Petróleo (CNP)
os campos de petróleo do Recôncavo baiano; uma refinaria em Mataripe, na Bahia, uma
refinaria e uma fábrica de fertilizantes, ambas em fase de construção, em Cubatão (SP); a
Frota Nacional de Petroleiros, com 22 navios, e os bens da Comissão de Industrialização
do Xisto Betuminoso. A produção de petróleo era de 2.700 barris por dia, representando
27% do consumo brasileiro. Vinha dos campos de Candeias, Dom João, Água Grande e
Itaparica, todos na Bahia, que estavam em fase inicial de desenvolvimento. O parque de
refino atendia a uma pequena fração do consumo nacional de derivados, que se situava
em torno de 137 mil barris por dia, a maior parte importada.
A década de 50 foi o tempo do "aprender fazendo". O Governo deu à nova empresa todos
os meios e facilidades para expandir a indústria petrolífera no país. Com isso, foi possível
aumentar a produção, ampliar o parque de refino, melhorar a capacidade de transporte e
incrementar a pesquisa. Ao mesmo tempo, a nova empresa procurou formar e
especializar seu corpo técnico, para atender às exigências da nascente indústria brasileira
de petróleo.
As opções iniciais foram pela construção de novas refinarias, buscando a redução dos
custos de importação de derivados, e pela criação de uma infra-estrutura de
abastecimento, com a melhoria da rede de transporte e instalação de terminais em pontos
estratégicos do país. Ao final da década, a produção de petróleo já se elevava a 65 mil
barris diários, as reservas somavam 617 milhões de barris, enquanto as obras em
andamento no setor industrial prometiam, para a década seguinte, a auto-suficiência do
parque de refino na produção de derivados básicos.
Alguns fatos marcantes dos anos 50 foram:
· Início de operação da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão, São
Paulo (1955);
· Descoberta de petróleo em Nova Olinda, no Amazonas, em 1955, mais tarde
considerada subcomercial;
· Início de operação do Terminal de Madre de Deus, na Bahia, que torna possível
exportar para Cubatão o excesso de petróleo produzido no estado (1956);
· Esforço para adquirir no mercado interno quantidades cada vez maiores de
materiais e equipamentos. Em 1956, a RPBC adquiriu no país 78% de seus
suprimentos;
· Intensificação das pesquisas geológicas e geofísicas em todas as bacias
sedimentares.
02/07/2008 14:54:52 Pág: 33

Data-Base - 31/12/2007
Anos 60 – Perfurando e Refinando
A década de 60 foi um período de muito trabalho e grandes realizações para a indústria
nacional de petróleo. Em 1961, a Petrobras alcançou um de seus objetivos principais: a
auto-suficiência na produção dos principais derivados, com o início de funcionamento da
Refinaria Duque de Caxias (Reduc), no Rio de Janeiro. Em 1968, duas unidades entraram
em operação: as Refinarias Gabriel Passos (Regap), em Betim (MG) e Alberto Pasqualini
(Refap), em Canoas (RS). A expansão do parque de refino mudou a estrutura das
importações radicalmente. Enquanto na época de criação da Petrobras cerca de 98% das
compras externas correspondiam a derivados e só 2% a petróleo bruto, em 1967 o perfil
das importações passava a ser 8% de derivados e 92% de petróleo bruto.
Para reduzir o custo das importações, o Governo instituiu, em 1962, o monopólio da
importação de petróleo e derivados. Essa medida permitiu que a Petrobras realizasse
negociações que resultaram em grande economia de divisas para o país, nos anos
seguintes.
Dois importantes marcos de produção foram alcançados nos anos 60: os 100 mil barris
diários de produção, em 1962, e a primeira descoberta de petróleo no mar, em 1968. O
campo de Guaricema, no litoral de Sergipe, representou um passo importante para que a
Petrobras mergulhasse em direção ao futuro sucesso exploratório na atividade offshore.
Outros destaques dos anos 60 foram:
· Início da exploração da plataforma continental, do Maranhão ao Espírito Santo
(1961);
· Inauguração do primeiro posto de abastecimento da Petrobras, em Brasília (1961);
· Diversificação de suas fontes de suprimento, até então restritas à Arábia Saudita e
Venezuela, para oito países (1965);
· Inauguração da Fábrica de Asfalto de Fortaleza, hoje conhecida como Lubrificantes
e Derivados de Petróleo do Nordeste - Lubnor (1966);
· Criação do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes), atualmente o maior
centro de pesquisas da América Latina (1966);
· É constituída a subsidiária Petrobras Química S.A (Petroquisa), para articular a ação
dos setores estatal e privado na implantação da indústria petroquímica no país
(1967);
· Realização de levantamentos geofísicos na Bacia de Campos, sendo perfurado o
primeiro poço submarino (1968).
02/07/2008 14:54:52 Pág: 34

Data-Base - 31/12/2007
Anos 70 – Crise no Exterior, Sucesso no Mar
No início dos anos 70, o consumo de derivados de petróleo duplicou, impulsionado pelo
crescimento médio anual do Produto Interno Bruto a taxas superiores a 10% ao ano.
Como responsável pelo abastecimento nacional de óleo e derivados, a Petrobras viu-se
diante da necessidade de reformular sua estrutura de investimentos, para atender à
demanda interna de derivados. Datam desse período o início de construção da Refinaria
de Paulínia (Replan), em São Paulo, a modernização da RPBC e o início de construção
da unidade de lubrificantes da Reduc.
Paralelamente, cresceram os esforços para aumentar a participação do petróleo nacional
no consumo brasileiro. A plataforma continental passou a merecer atenção especial. Depois
de Guaricema, foram realizadas mais de 20 descobertas de pequeno e médio portes no
litoral de vários estados. Em 1974, a descoberta do campo de Garoupa, no litoral do Estado
do Rio de Janeiro, anunciou uma nova fase para a produção do país. Estava dada a largada
para os constantes êxitos conseguidos na Bacia de Campos, que rapidamente se
transformou na mais importante região produtora.
Os anos 70 também foram marcados por crises. Os países da Organização dos Países
Exportadores de Petróleo (OPEP) elevaram substancialmente os preços internacionais,
provocando os chamados choques do petróleo de 1973 e 1979. Com isso, o mercado
tornou-se conturbado e marcado por incertezas, não apenas quanto aos preços, como
também quanto à garantia do suprimento. Como importante cliente das companhias
estatais dos países da OPEP, com as quais manteve bom relacionamento ao longo de
anos, a Petrobras conseguiu manter o abastecimento do mercado brasileiro.
Para superar as dificuldades cambiais, o Governo adotou medidas econômicas, algumas
diretamente ligadas às atividades da Petrobras, como a redução do consumo de derivados
e o aumento da oferta interna de petróleo. Datam desse período a adoção dos contratos de
risco, assinados entre a Petrobras e companhias particulares, para intensificar a pesquisa
de novas jazidas e o desenvolvimento de novas fontes de energia, capazes de substituir os
derivados de petróleo. Um exemplo foi o incentivo ao uso do álcool carburante como
combustível automotivo, com a criação do Programa Nacional do Álcool. Passou a ser dada
prioridade aos investimentos em exploração e produção, ocasionando aumento da
produção do petróleo nacional, que passou a ocupar espaço cada vez maior na carga das
refinarias.
Alguns marcos dos anos 70:
· São criadas mais cinco subsidiárias: a Petrobras Distribuidora (1971), a Petrobras
Internacional - Braspetro (1972), a Petrobras Fertilizantes - Petrofertil e a Petrobras
Comércio Internacional - Interbrás (1976) e a Petrobras Mineração - Petromisa (1977);
· Começam a operar as refinarias de Paulínia (SP), ainda hoje a maior do país (1972),
e Presidente Getúlio Vargas, em Araucária, Paraná (1977);
02/07/2008 14:54:52 Pág: 35

Data-Base - 31/12/2007
· Entra em operação o Complexo Petroquímico de São Paulo - I Pólo Petroquímico
(1972);
· As refinarias de Capuava e Manaus são adquiridas pela Petrobras (1974);
· Pela primeira vez no Brasil, é realizada a extração de óleo de xisto, com a entrada em
operação da Usina Protótipo do Irati, em São Mateus do Sul, Paraná (1972);
· Começa a produção de petróleo na Bacia de Campos, com um sistema antecipado
instalado no campo de Enchova (1977);
· No Alto Amazonas, é descoberta a acumulação de gás de Juruá, a primeira
descoberta com possibilidades comerciais realizada na região amazônica (1978);
· Inaugurada a Central de Matérias-Primas da Copene, subsidiária da Petroquisa, em
Camaçari, Bahia (1978);
· Ao final da década, o Brasil produzia 165.500 barris de petróleo por dia, 66% dos
quais em terra e 34% no mar. A produção média de gás natural atingia 5.200 mil
metros cúbicos/dia.
Anos 80 – A Década dos Recordes
A década de 80 levou a Petrobras a superar grandes desafios. Com as bruscas elevações
de preços no exterior, o dispêndio de divisas do país com petróleo e derivados aumentou
mais de dez vezes, chegando a alcançar a casa dos 10 bilhões de dólares em 1981. Os
investimentos nas atividades de exploração e produção, junto ao esforço empregado na
área de comercialização, contribuíram para reduzir a dependência energética. Ao final da
década, o dispêndio líquido de divisas com importação de óleo e derivados caía para
cerca de 3 bilhões de dólares.
Para o desafio de produzir em águas na faixa de 120 metros, a Petrobras valeu-se de
tecnologia disponível no exterior. Assim foi implantada a primeira fase de produção da
Bacia de Campos, que permitiu ao Brasil aumentar substancialmente a produção de
petróleo. Ao mesmo tempo, a Petrobras ampliou a utilização dos sistemas antecipados,
que trouxeram dois ganhos fundamentais: a possibilidade de antecipar receitas e o
domínio gradual da tecnologia de produção submarina. A produção passou, assim, a
bater sucessivos recordes, atingindo 675.135 barris diários em dezembro de 1989.
Os anos 80 trouxeram boas notícias também para a produção em terra. Em 1988, entrou
em operação o campo de Rio Urucu, no Alto Amazonas, descoberto dois anos antes. Foi
um verdadeiro marco histórico das atividades da Petrobras na Amazônia, onde a procura
de petróleo antecedia a própria criação da empresa.
Na área de refino, as instalações industriais da Petrobras foram adaptadas para atender à
evolução do consumo de derivados. Para isso, foi implantado na década de 80 o projeto
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Data-Base - 31/12/2007
conhecido como "fundo de barril". Seu objetivo era transformar os excedentes de óleo
combustível em derivados como o diesel, a gasolina e o gás liquefeito de petróleo (gás de
cozinha), de maior valor.
Outro marco da década foi a atenção especial dada à preservação do meio ambiente. A
Petrobras passou a dedicar grande quantidade de recursos ao treinamento e à educação
ambiental, assim como ao desenvolvimento de tecnologias específicas de proteção ao
meio ambiente e à adoção de um programa de melhoria da qualidade dos combustíveis.
Outros destaques dos anos 80:
· Entra em operação a Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos,
SP (1980);
· São instalados na Bacia de Campos os Sistemas de Produção Antecipada, com
tecnologia desenvolvida pelos técnicos da Petrobras (1981);
· Entra em operação o III Pólo Petroquímico, instalado em Triunfo, RS (1982);
· É construído, em São Sebastião (SP), o Centro Modelo de Combate à Poluição no
Mar por Óleo, o primeiro do país (1984);
· Alcançada a meta-desafio de produção de 500 mil barris diários de petróleo;
· São realizadas as únicas descobertas comerciais efetuadas pelas contratantes de
risco: gás natural pela Pecten na Bacia de Santos e óleo pela brasileira Azevedo
Travassos, na parte terrestre da Bacia Potiguar (1985);
· São descobertos os campos de Albacora (1984) e Marlim (1985), os primeiros
campos gigantes em águas profundas na Bacia de Campos;
· É criado o Programa de Inovação Tecnológica e Desenvolvimento Avançado em
Águas Profundas e Ultraprofundas, para viabilizar a produção de óleo e gás em
águas superiores aos 1.000 metros, mais tarde estendido aos 2.000 e
posteriormente aos 3.000 metros (1986);
· É consolidado o pioneirismo na exploração e produção em águas profundas, com a
perfuração de poços em profundidade d'água superiores a 1.200 metros e produção
a profundidades de cerca de 400 metros, o que constitui recorde mundial (1986);
· A Petrobras supera seu próprio recorde, produzindo petróleo a 492 metros no
campo de Marimbá, na Bacia de Campos (1988);
· É retirado totalmente o chumbo tetraetila da gasolina produzida pela Petrobras
(1989).
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Data-Base - 31/12/2007
Anos 90 – A Década da Tecnologia
Entra em ação a vanguarda tecnológica: sensoriamento remoto, poços perfurados
horizontalmente, robótica submarina, produção de petróleo em águas ultraprofundas. A
Petrobras inicia a década sendo indicada pela Offshore Technology Conference para
receber o OTC Distinguished Achievement Award, o maior prêmio do setor petrolífero
mundial, em reconhecimento à sua notável contribuição para o avanço da tecnologia de
produção em águas profundas.
De fato: ao final dos anos 80, a Petrobras se encontrava diante do desafio de produzir
petróleo em águas abaixo de 500 metros, feito não conseguido então por nenhuma
companhia no mundo. Num gesto de ousadia, decidiu desenvolver no Brasil a tecnologia
necessária para produzir em águas até 1.000 metros. O sucesso foi total. Menos de uma
década depois, a Petrobras dispõe de tecnologia comprovada para produção de petróleo
em águas muito profundas. O último recorde foi obtido em janeiro de 1999 no campo de
Roncador, na Bacia de Campos, produzindo a 1.853 metros de profundidade. Mas a
escalada não pára. Ao encerrar-se a década, a empresa prepara-se para superar, mais
uma vez, seus próprios limites. A meta, agora, são os 3 mil metros de profundidade, a
serem alcançados mediante projetos que aliam a inovação tecnológica à redução de custos.
Além da capacitação brasileira na produção de petróleo em águas profundas e
ultraprofundas, outros desafios foram enfrentados pelo Centro de Pesquisas da Petrobras
durante a década. Entre eles, estão o aumento do fator de recuperação do petróleo das
jazidas, o desenvolvimento de novas tecnologias para adequação do parque de refino ao
perfil da demanda nacional de derivados e a formulação de novos produtos e aditivos que
garantam o atendimento à crescente exigência da sociedade brasileira por combustíveis e
lubrificantes de melhor qualidade.
Em agosto de 1997, a Petrobras passou a atuar em um novo cenário de competição
instituído pela Lei 9.478, que regulamentou a emenda constitucional de flexibilização do
monopólio estatal do petróleo. Com isso, abriram-se perspectivas de ampliação dos
negócios e maior autonomia empresarial. Em 1998, a Petrobras posicionava-se como a
14ª maior empresa de petróleo do mundo e a sétima maior entre as empresas de capital
aberto, segundo a tradicional pesquisa sobre a atividade da indústria do petróleo
divulgada pela publicação Petroleum Intelligence Weekly.
Outros fatos importantes dos anos 90:
· O decreto 99.226, de abril de 1990, que determinava a extinção da Interbrás e da
Petromisa;
· Assinatura do Acordo Brasil-Bolívia, para importação de gás natural, com a
construção de um gasoduto de 2.233 quilômetros (1993);
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Data-Base - 31/12/2007
· Desenvolvimento do projeto Centros de Excelência, que associou o Governo,
universidades, empresas privadas e a estatal na implantação de núcleos de alto
saber, com ascendência tecnológica em nível internacional (1997);
· Modificação do estatuto da Petrofertil, de forma a permitir sua atuação no segmento
do gás natural (1996). Mais tarde, a Petrofertil tem sua razão social alterada para
Petrobras Gás S.A - Gaspetro (1998);
· Superação da marca de produção de um milhão de barris diários de petróleo (1997);
· Criação da Petrobras Transporte S.A - Transpetro, com o objetivo de construir e
operar dutos, terminais, embarcações e instalações para o transporte e
armazenagem de petróleo e derivados, gás e granéis (1998);
· Assinatura dos primeiros acordos de parceria entre a Petrobras e empresas
privadas, para desenvolvimento de blocos de exploração, em terra e no mar (1998);
· A Petrobras obtém da Agência Nacional de Petróleo (ANP) 397 concessões
distribuídas em blocos exploratórios, de desenvolvimento da produção e campos em
produção, com área total de 458.532 quilômetros quadrados, 7,1% da área
sedimentar brasileira (1998);
· Inauguração da primeira etapa do gasoduto Bolívia-Brasil, entre Santa Cruz de la
Sierra, na Bolívia, e Campinas (SP). Maior obra do gênero na América Latina, o
gasoduto vai permitir que se amplie consideravelmente a participação do gás natural
na matriz energética brasileira, (1999).
Anos 2000 – Novos patamares e novas perspectivas
Se no início de nossas atividades na década de 50, produzíamos 2.700 barris de petróleo
por dia, em 2007 ultrapassamos a marca de 2 milhões de barris por dia de petróleo e gás
natural no Brasil.
Além disso, anunciamos a descoberta da área de Tupi com reserva estimada entre 5 e 8
bilhões de barris de petróleo leve em águas ultraprofundas. Localizada na Bacia de
Santos, abaixo de uma camada de sal de dois quilômetros de espessura (pré-sal) essa
descoberta abriu um novo horizonte exploratório para a Companhia e para o Brasil, que
poderá entrar para o restrito clube dos países exportadores de petróleo.
As perspectivas exploratórioas do pré-sal e o expressivo crescimento da produção, levaram
a empresa a empresa a colocar, como sua visão 2020 que “Seremos umas das cinco
maiores empresas integradas de energia do mundo e a preferida pelos nossos públicos de
interesse”.
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Data-Base - 31/12/2007
09.02 - CARACTERÍSTICA DO SETOR DE ATUAÇÃO
O ano de 2007 foi marcado por forte elevação dos preços do petróleo, revertendo a
tendência de queda verificada no final de 2006. A variação acumulada no preço do Brent
foi de 56% entre o início e o final de 2007. Em média, o preço do barril ficou em US$
72,82, US$ 7,42 acima do observado em 2006, demonstrando ainda maior volatilidade.
Diferentemente do ano anterior, registrou-se excesso de demanda de petróleo e queda
nos estoques, o que resultou na elevação dos preços. Além disso, as instabilidades
geopolíticas, como a questão nuclear do Irã, as guerrilhas na Nigéria e as tensões na
fronteira Turquia–Iraque, aumentaram as incertezas em relação à oferta.
Nem mesmo o aumento da produção da Organização dos Países Exportadores de
Petróleo (Opep), a partir do segundo semestre, foi suficiente para aliviar o desequilíbrio
entre oferta e demanda ao longo do ano.
A ocorrência de um inverno mais ameno no Hemisfério Norte, no início do ano, reduziu as
pressões de demanda sobre o mercado, mas temperaturas mais baixas a partir de
fevereiro provocaram a retomada da tendência de alta dos preços. Esta trajetória foi
brevemente interrompida em agosto, com o fim da temporada de furacões no Atlântico e
da driving season na Europa e nos Estados Unidos. Por outro lado, a crise imobiliária e a
desaceleração da economia norte-americana, no último trimestre do ano, não causaram
impacto sobre o mercado da commodity.
Em 2006, especialistas haviam anunciado que a economia mundial não suportaria preços
do barril de petróleo próximos a US$ 100 e que este patamar seria capaz, por si só, de
forçar um “movimento de correção” no mercado. O ano de 2007 demonstrou exatamente
o oposto: a tolerância a preços altos é bem maior do que se imaginava.
Regulamentação do Setor de Petróleo
Com a promulgação da Lei 9.478 de 06.08.97, todos os segmentos do setor de petróleo
estão abertos à competição, e a Petrobras deixou de ser a única executora do monopólio
do petróleo da União.
A comercialização de derivados de petróleo no mercado doméstico vem se caracterizando
por uma crescente liberação de importações e de preços, como adequação ao novo
marco jurídico que se implantou no País desde 1997.
Ao fim daquele ano, exceto o gás natural (GN) e os derivados básicos – gás liquefeito de
petróleo (GLP), gasolina, nafta petroquímica, querosene de aviação (QAV), óleo diesel e
óleos combustíveis - praticamente todos os demais derivados foram liberados de
anuência prévia para importação, bem como seus preços foram liberados ou vinculados,
em limite, a preços internacionais.
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Data-Base - 31/12/2007
Em 1998, foram liberados os preços e as importações de parafinas, solventes e
lubrificantes. Assim, a Petrobras passou a atuar em regime de competição no suprimento
desses derivados. Foram firmados contratos anuais de fornecimento com os clientes
tradicionais desses produtos.
No final de julho de 1998, o Governo Federal alterou a política de preços do setor
petróleo, com a liberação do preço do petróleo bruto e a definição de um novo critério
para os preços de realização da Companhia em função do comportamento do mercado
internacional.
O ano de 1999, para a Petrobras, marcou o fim de sua atuação como empresa
monopolista e o assentamento das bases para sua transformação em uma empresa
competitiva.
Em 2000, a Petrobras manteve sua liderança no mercado brasileiro de petróleo e
derivados e iniciou processo de expansão seletiva na sua atuação internacional.
Em concordância com as Leis nº 9.478 (Lei do Petróleo) e nº 9.990, de 6 de agosto de
1997 e 21 de julho de 2000, respectivamente, o mercado de combustíveis no Brasil foi
totalmente liberado a partir de 1º de janeiro de 2002, permitindo que outras companhias
produzam e comercializem no mercado nacional, bem como importem e exportem
derivados de petróleo. As seguintes alterações também foram implementadas:
(i) Foi Instituída, através da Lei 10.336, de 19 de dezembro de 2001, a Contribuição de
Intervenção no Domínio Econômico-CIDE, incidente sobre a importação e
comercialização de combustíveis, cujos contribuintes são os respectivos produtores,
formuladores e importadores. O valor da CIDE a ser arrecadada é determinada em
reais, por unidade de medida de comercialização, incidente por produto, e
(ii) As especificações para a comercialização dos derivados de petróleo foram
estabelecidas pelas portarias da ANP de nos 309 e 310 de 27 de dezembro de 2001;
e as importações e exportações dos derivados de petróleo, pelas portarias ANP de
nos 312 a 315, de 27 de dezembro de 2001.
Desde 1º de janeiro de 2002, a Petrobras não é mais obrigada a cobrar preços
estabelecidos pelo Governo Federal nas vendas de seus derivados de petróleo, e o valor
de realização não é mais regulado pela fórmula paramétrica com o mercado internacional.
Ambiente do Setor Gás - Faturamento de gás natural às termelétricas pertencentes
ao Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT
Em 1º de junho de 2001, os Ministérios de Minas e Energia e da Fazenda editaram a
Portaria Interministerial nº 176, estabelecendo preços máximos de venda de gás natural
para as usinas termelétricas incluídas no Programa Prioritário de Termeletricidade que
entrarem em operação comercial até 30 de junho de 2003. O preço máximo se aplicará a,
no limite, 40 milhões de metros cúbicos/dia de gás natural a serem vendidos para todas
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Data-Base - 31/12/2007
as termelétricas elegíveis. Cada termelétrica elegível terá direito de compra do gás natural
durante um período de doze anos, a preços estabelecidos de acordo com o mecanismo
descrito a seguir.
Para cada período de doze meses consecutivos, será definido um preço base, fixo em
reais por MMBTU (energia térmica), obtido da conversão de um preço de referência em
dólares norte-americanos, por MMBTU, pela taxa de câmbio vigente no início do período
de doze meses.
Este preço base, fixo em reais, sofrerá reajuste anual pela variação da taxa cambial do
dólar norte-americano e da inflação norte-americana, a ser aplicada sobre a parcela
referente ao gás importado, e pela variação do Índice Geral de Preços do Mercado-IGPM,
a ser aplicada sobre a parcela referente ao gás nacional, definidas na Portaria como
sendo 80% e 20%, respectivamente, do volume do "mix" de gás natural a ser fornecido às
termelétricas.
Durante o período de doze meses, para cada fatura de gás natural e exclusivamente para
a parcela do preço base fixo relativa ao gás importado, o fornecedor calculará as
diferenças, positivas ou negativas, considerando a desvalorização ou apreciação do
câmbio, respectivamente, entre o valor fixo em reais e o preço de referência em dólares
convertido para reais pela taxa de câmbio na data da emissão da fatura.
O valor acumulado dessas diferenças ao final do período de doze meses, para cada
térmica, será acrescido da remuneração financeira, calculada com base na taxa de juros
SELIC incorrida e, ainda, da remuneração financeira referente à projeção da taxa de juros
SELIC para o novo período de doze meses. Este montante será, então, dividido pelo
volume de gás com compromisso firme de recebimento previsto para o período de doze
meses subseqüentes e o valor unitário resultante será incorporado ao preço a ser
praticado para este novo período de doze meses.
A parcela dessas diferenças, que não for compensada pelo fornecedor no período dos
doze meses subseqüentes, será compensada no próximo período de doze meses,
acrescida da respectiva remuneração financeira.
O Programa Prioritário de Termeletricidade contempla, especificamente, que as plantas
termelétricas poderão repassar para seus consumidores finais quaisquer mudanças no
preço máximo resultantes dos ajustes indicados acima.
Riscos do Negócio
A Petrobras está exposta a riscos de mercado, tais como preço do petróleo e seus
derivados, as taxas de juros interna e externa e a taxa de câmbio. O risco é próprio da
natureza das atividades, e o gerenciamento se dá linha com os objetivos e metas
corporativas. Dessa forma, contribui-se para o crescimento sustentável da Companhia.
Na busca do equilíbrio entre metas de crescimento, retorno e o grau de exposição a
riscos, todas as possibilidades são discutidas pelo Comitê de Gestão de Riscos,
composto por executivos das áreas corporativas e de negócio. Isso proporciona uma
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Data-Base - 31/12/2007
visão integrada das questões e facilita a tomada de decisões por parte da Diretoria
Executiva e do Conselho de Administração.
Ao gerenciar os riscos do mercado de petróleo e seus derivados a partir da avaliação
periódica e sistemática da exposição líquida consolidada do risco de preço, a Companhia
manteve a prática de limitar as operações com derivativos a transações específicas de
curto prazo, de até seis meses. Assim, protegeu o resultado de operações físicas,
utilizando contratos futuros, swaps e opções, e empregando métricas de controle segundo
diretriz específica de gestão de riscos.
Crédito
A Petrobras consolidou a centralização do controle de crédito dos seus clientes e
estendeu a iniciativa também aos clientes de suas subsidiárias Petrobras International
Finance Company (PIFCo), Petrobras Finance Limited (PFL) e Petrobras Singapore
Private Limited (PSPL). A medida assegura a manutenção dos riscos em níveis
considerados adequados, não só no Brasil como também nos mercados do exterior.
A política e os procedimentos de concessão de crédito foram aprimorados em 2007, de
forma a garantir a competitividade da Companhia nos mercados onde atua e na abertura
de novos, principalmente o asiático, dando suporte ao crescimento sustentável das
vendas.
Seguros
O prêmio final das principais apólices da Petrobras (incêndio vultoso/riscos operacionais e
riscos de petróleo) diminuiu em 2007. O total chegou a US$ 26,2 milhões,
correspondendo a uma redução de 24,1 % em relação a 2006. Os ativos segurados
apresentaram elevação, de 10,4%, atingindo US$ 47,7 bilhões.
RISCOS DE PETRÓLEO E RISCOS OPERACIONAIS - EVOLUÇÃO
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
US$
0,3000%
0,2500%
0,2000%
0,1500%
0,1000%
0,0500%
0,0000%
%
VALOR SEGURADO US$ MM
PRÊMIO US$ M
TAXA %
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Data-Base - 31/12/2007
A política da Companhia em relação ao mercado de seguros, tanto no Brasil quanto no
exterior, estabelece a divulgação permanente das práticas de gestão de riscos e a
comunicação ágil e transparente das informações relevantes sobre os sinistros.
A Petrobras assume parcela expressiva de seu risco, contratando franquias que podem
chegar a US$ 50 milhões, conforme o caso. A Companhia não faz seguros de lucros
cessantes, controle de poço e da malhas de dutos no Brasil. As plataformas, refinarias e
outras instalações são cobertas por apólices de incêndio vultoso/riscos operacionais e
riscos de petróleo.
Os projetos e as instalações em construção com potencial de dano máximo provável
superior a US$ 50 milhões estão protegidos contra riscos de engenharia por seguro
contratado pela Petrobras ou pelas empreiteiras. A movimentação de cargas é protegida
com apólices de transporte, enquanto as embarcações estão protegidas pelo seguro de
casco e máquinas. A responsabilidade civil e os riscos ambientais também são cobertos.
Na contratação de seguros, os ativos são avaliados a partir do custo de reposição. O
limite máximo de indenização da apólice de incêndio vultoso/riscos operacionais é de US$
800 milhões, considerando-se o dano máximo provável em cada instalação.
A maior parte do risco da Petrobras está ressegurada no mercado internacional. As
atividades no exterior são seguradas ou resseguradas, em sua maioria, pela Bear
Insurance Co. Ltd., empresa cativa do Sistema Petrobras, com sede em Bermuda.
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Data-Base - 31/12/2007
09.03 - PERÍODOS DE SAZONALIDADE NOS NEGÓCIOS
Não aplicável.
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1 - CÓDIGO CVM
00951-2
10.01 - PRODUTOS E SERVIÇOS OFERECIDOS
1- ITEM 2 - PRINCIPAIS PRODUTOS E/OU SERVIÇOS
3 - CNPJ
33.000.167/0001-01
3 - % RECEITA LÍQUIDA
Data-Base - 31/12/2007
01 ÓLEO DIESEL 34,87
02 GASOLINA 15,30
03 PETRÓLEO 14,82
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1 - CÓDIGO CVM
00951-2
10.02 - MATÉRIAS PRIMAS E FORNECEDORES
1- ITEM 2 - MATÉRIA PRIMA
3 - CNPJ
33.000.167/0001-01
3 - IMPORTAÇÃO 4 - VALOR DA 5 - DISPONÍVEL
MERCADO
LOCAL
6 - DISPONÍVEL
MERCADO
EXTERNO
9 - % DE FORNECIMENTO
7 - NOME DO FORNECEDOR 8 - TIPO DE FORNECEDOR
IMPORTAÇÃO
(Reais Mil)
SOBRE O TOTAL DAS
COMPRAS DA CIA.
Data-Base - 31/12/2007
01 PETRÓLEO
SIM 2.870.002 NÃO SIM
20,96
SAUDI ARABIAN OIL COMPANY - SAUDI ARAMCO NÃO LIGADO
02 PETRÓLEO
SIM 1.628.467 NÃO SIM
11,90
NATIONAL OIL CORPORATION - NOC NÃO LIGADO
02/07/2008 14:54:57 Pág: 47

1 - CÓDIGO CVM
00951-2
Data-Base - 31/12/2007
10.03 - CLIENTES PRINCIPAIS POR PRODUTOS E/OU SERVIÇOS
1- ITEM 3 - NOME DO PRODUTO/ NOME DO CLIENTE
3 - CNPJ
33.000.167/0001-01
4 - % DE PARTICIPAÇÃO DO CLIENTE 2- ITEM NA RECEITA LÍQUIDA
001 DERIVADOS DE PETRÓLEO
001 001 PETROBRAS DISTRBUIDORA S.A. - BR 17,00
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Data-Base - 31/12/2007
11.01 - PROCESSO DE PRODUÇÃO
A exploração e a produção de petróleo - fase inicial da cadeia de atividades da Companhia -
estão voltadas para a descoberta e a extração de reservas de óleo e gás natural, que são o
nosso principal ativo.
As acumulações de óleo e gás natural ocorrem, predominantemente, em formações
geológicas sedimentares. A existência dessas acumulações é inferida por meio de métodos
indiretos e confirmada, ou não, por meio da perfuração de poços pioneiros.
A ocorrência de petróleo depende da combinação de vários fatores que determinam os
diferentes riscos exploratórios nas diversas bacias sedimentares. Uma vez que a avaliação
destes riscos se apóia na interpretação de dados geológicos, quanto mais informações
disponíveis, menores serão os riscos envolvidos.
A ocorrência de petróleo é definida pelos volumes de matéria orgânica presentes nas
rochas sedimentares e pelas condições geológicas favoráveis, ou seja, (a) soterramento
suficiente para que com aumento da pressão e temperatura, a matéria orgânica se
transforme em petróleo, (b) dutos de migração, para que o petróleo expelido das rochas
geradoras migre para (c) rochas reservatório porosas e permeáveis, (d) recobertas por
rochas impermeáveis (selos) (e) dispostas em trapas (armadilhas) estruturais ou
estratigráficas, permitindo que o petróleo gerado migre e se acumule. Se a acumulação tiver
porte (volume) suficiente, poderá ser explotado comercialmente.
Confirmada a acumulação de petróleo, novos poços são perfurados com vistas a delimitar a
jazida e permitir a avaliação técnico-econômica da extração.
Uma vez determinada a atratividade econômica, é executado um projeto de lavra
(desenvolvimento da produção), que requer investimentos adicionais na perfuração de
poços e na implantação de instalações industriais.
Esse processo requer, desde a descoberta até o início da produção, cinco anos, em média,
na atividade marítima, e de um a dois anos, na atividade terrestre. A partir daí, a vida útil do
projeto é da ordem de quinze anos. O ciclo de vida do projeto de produção se encerra com
a sua desativação, que requer recursos adicionais para o abandono das instalações de
produção e dos poços de petróleo.
A ocorrência de petróleo é definida pelos volumes de sedimentos orgânicos e pelas
condições geológicas favoráveis para acumular o óleo ou o gás formado, e existentes há
milhões de anos.
O petróleo bruto é uma complexa mistura de hidrocarbonetos e outros compostos, que não
é utilizável em sua forma natural, e necessita ser processado em unidades industriais
(refinarias), para obtenção dos seus derivados (GLP ou gás de cozinha, gasolina, nafta
petroquímica, solventes, querosenes, óleo diesel, óleos lubrificantes, parafinas, óleo
combustível, asfalto e outros).
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Data-Base - 31/12/2007
O processamento do petróleo é iniciado pela destilação, que permite a separação de
diversas correntes (GLP, nafta, querosenes, óleo diesel, gasóleos e óleo combustível).
Algumas dessas correntes sofrem um processamento secundário para conversão em
outros produtos, enquanto outras passam por um tratamento para melhoria de suas
características e atendimento das exigências dos consumidores expressas nas
especificações de qualidade.
As refinarias recebem o petróleo através de dutos desde os campos petrolíferos ou de
terminais marítimos, onde é desembarcado de navios petroleiros. O transporte dos produtos
acabados é efetivado também por dutos até as bases de distribuição ou terminais
expedidores, de onde os produtos são carregados em navios especializados, em vagões-tanque
ou caminhões para entrega ao mercado consumidor.
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos gasosos que tem a vantagem de poder ser
utilizada diretamente ou após um processamento menos complexo (do que o petróleo
bruto), onde são removidos os componentes mais pesados (GLP e gasolina natural). Sua
entrega ao mercado é usualmente feita através de gasodutos de transporte, aos quais são
interligadas as redes de distribuição.
O gás natural é utilizado como matéria-prima petroquímica ou para fertilizantes, ou como
energético em substituição a outros combustíveis. Outras utilizações, em menor escala,
são: como redutor siderúrgico, como combustível automotivo e para uso domiciliar através
de redes de distribuição de gás canalizado.
Exploração e Produção
A descoberta da maior província petrolífera nacional nas bacias do Sul e Sudeste foi o
fato mais significativo do ano, com potencial para situar o Brasil entre os países com os
maiores reservatórios de petróleo e gás do mundo. A primeira área delimitada, Tupi,
possui volume estimado entre 5 e 8 bilhões de barris de óleo leve. No início de 2008, mais
uma grande jazida de gás natural e condensado foi descoberta na Bacia de Santos,
denominada Júpiter, reforçando as expectativas sobre o potencial da área.
No final de 2007, outro marco: o recorde de produção superior a 2 milhões de barris/dia,
volume alcançado por apenas oito empresas em todo o mundo. O recorde anterior era de
1 milhão 912 mil barris, registrado em 2006. A produção média de petróleo no ano foi de 1
milhão 792 mil bpd de óleo, condensado e LGN, 0,8% superior à do ano anterior.
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Data-Base - 31/12/2007
Evolução da Produção de Óleo, LGN, Condensado e Gás Natural
1.492
1.568
221 232
1270
1336
1.752
1.790
1.758
252 250 265
1500
1540
1493
1.958
2.054
2.065
274 277 273
1684
1778
1792
3.058
637
2421
3.455
643
2812
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Meta 2012
Projeção 2015
mil boed
Óleo, LGN e Condensado Gás Natural
A confirmação dos volumes anunciados em novembro de 2007 foi possível após a
conclusão dos testes de formação do segundo poço na área de Tupi. Além disso, foram
perfurados 15 poços de até 5 mil metros de profundidade, em lâmina d’água acima de 2
mil metros na camada pré-sal, que se estende desde a Bacia do Espírito Santo até a
Bacia de Santos.
O volume de Tupi ultrapassa com larga margem as reservas existentes no campo de
Roncador, na Bacia de Campos, até então o maior do País. A Petrobras é a operadora e
detém 65% do capital, tendo como parceiras a britânica BG Group, com 25%, e a
portuguesa Petrogal/Galp, com 10%.
Mas Tupi não foi a única boa notícia. A entrada em operação de cinco plataformas nas
bacias de Campos, Espírito Santo e Sergipe–Alagoas acrescentou 590 mil bpd à
capacidade instalada de extração de petróleo da Companhia.
A primeira plataforma a entrar em atividade, em janeiro, foi o FPSO Cidade do Rio de
Janeiro, no campo de Espadarte, na Bacia de Campos, com capacidade para produzir
100 mil bpd de petróleo e 2,5 milhões de m³ de gás por dia. Em outubro, entrou em
operação no campo de Piranema, na Bacia de Sergipe–Alagoas, o FPSO-Piranema, a
primeira plataforma redonda do mundo, com capacidade de produção de 30 mil barris de
petróleo. Trata-se de óleo leve de excelente qualidade.
Na Bacia do Espírito Santo, passou a operar em novembro o FPSO Cidade de Vitória, no
campo de Golfinho, com capacidade de 100 mil bpd de petróleo e 3,5 milhões de m³ de
gás por dia. Ainda em novembro, entrou em produção a plataforma P-52, no campo de
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Data-Base - 31/12/2007
Roncador, na Bacia de Campos, considerada um marco por atingir o índice de 76% de
conteúdo nacional, o maior já registrado na indústria naval brasileira.
A capacidade produtiva da P-52 é de 180 mil bpd de óleo, volume igual ao da plataforma
P-54, que iniciou suas atividades em dezembro, também em Roncador. A capacidade de
produção diária de gás de cada uma delas é de 7,5 milhões de m3 e 6 milhões de m³,
respectivamente. De todas, apenas a plataforma do campo de Espadarte atingiu em 2007
sua plena capacidade, processo que demora, em média, de seis meses a um ano.
Em 2007, também entrou em operação o FSO – Cidade de Macaé, que integra, junto à
plataforma de rebombeio PRA-1, a infra-estrutura necessária à produção na Bacia de
Campos. A plataforma tem início de operação previsto para 2008.
Apesar do recorde de produção diário no final de 2007, a produção média do ano ficou
6,6% abaixo da meta de 1 milhão 919 mil bpd. A diferença foi causada pelos atrasos na
entrada em operação das plataformas P-52 e P-54, no campo de Roncador (Bacia de
Campos) e no início de operação do FPSO – Cidade de Vitória, no campo de Golfinho
(Bacia do Espírito Santo).
Produção de Gás Natural
Em alinhamento com a estratégia de ampliação da oferta de gás natural, entrou em
operação o campo de Manati, na Bahia, por meio da plataforma PMNT-1, com capacidade
de 6 milhões de m3/d.
Devido ao declínio natural dos campos, o volume de gás natural produzido em 2007 foi de
43,4 milhões de m³/dia, 1,4% menor do que em 2006. Este resultado começou a ser
revertido em dezembro de 2007, quando a produção atingiu a média diária de 46 milhões
de m³. O crescimento se manterá em 2008, com o aumento da produção dos poços da P-
52 e P-54 e com o início de operação das plataformas P-51, P-53, FPSO Cidade de
Niterói e dos projetos do Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangás).
O custo médio de extração sem participação governamental foi de US$ 7,70 por barril de
óleo equivalente (boe) – um acréscimo de 17% sobre o valor apurado no ano anterior.
Considerando as participações governamentais, o custo foi de US$ 19,39 por boe, 10%
acima do de 2006.
Áreas marítimas e terrestres
A Petrobras declarou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP) a viabilidade comercial de oito descobertas, sete em terra e uma no mar. Algumas
dessas áreas foram classificadas como novos campos de petróleo e gás natural,
enquanto outras foram incorporadas a campos vizinhos.
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Data-Base - 31/12/2007
Nas novas áreas declaradas comerciais, as estimativas são de que o volume das
reservas chegue a 295 milhões de boe, dos quais 124 milhões de boe pertencem à
Companhia. A totalização depende, porém, de avaliações mais precisas. Do volume
estimado da parcela Petrobras, 119 milhões de boe estão em acumulações marítimas e 5
milhões de boe em terra. As oito áreas distribuem-se pela Bacia de Campos (1), pelo
Espírito Santo (5) e pelas bacias do Norte e Nordeste (2).
Foram declaradas comerciais as descobertas dos campos de Xerelete, na Bacia de
Campos, e as áreas de Fazenda São Rafael, Biguá, Tabuiaiá, Cancã e Jacupemba,
localizadas na Bacia do Espírito Santo. Duas declarações de comercialidade foram feitas
para áreas em terra nas bacias costeiras do Nordeste, que originaram os campos
Guanambi, no Recôncavo Baiano, e Japuaçu, na Bacia Sergipe–Alagoas.
Descobertas de petróleo e gás
Na Bacia de Santos, a parceria entre a Petrobras (operadora e detentora de 80%) e a
Galp Energia (20%) para exploração em águas profundas do bloco BM-S-21 comprovou a
existência de uma jazida de óleo leve no pré-sal. O poço descobridor está localizado a
280 quilômetros da costa do estado de São Paulo, em lâmina d’água de 2.234 metros e à
profundidade de 5.350 metros, a partir do leito marinho. O poço não foi testado por
questões operacionais e de logística.
Na Bacia do Espírito Santo, foram descobertos novos reservatórios de gás natural ao
norte do campo de Camarupim, confirmando o grande potencial de gás e óleo leve dessa
bacia, que já responde por parte substancial dos projetos do Plangás. O bloco
exploratório é operado pela Petrobras, que tem 65% de participação. A empresa norte-americana
El Paso Corporation detém os 35% restantes.
No ano, foram perfurados e concluídos 329 poços para o desenvolvimento da produção –
283 em terra e 46 no mar. Para a exploração, foram perfurados 109 poços – 77 em terra e
32 no mar. O índice de sucesso exploratório foi de 59%, já que 64 dos 109 poços
encontram óleo ou gás natural.
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Data-Base - 31/12/2007
Índice de Sucesso Exploratório
20%
24% 23%
39%
55%
50% 49%
59%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Novos blocos exploratórios
Na 9ª Rodada de Licitações da ANP, em novembro de 2007, a Petrobras adquiriu 27 dos
57 blocos que disputou, somando 10.476 km². Os bônus oferecidos pela Companhia e
seus parceiros totalizaram R$ 308.983.903,00. A parcela da Petrobras foi de R$
195.518.886,50. Dos 27 blocos adquiridos, a empresa é operadora em 22, sendo 16 em
associações e 6 com direitos exclusivos. Nos outros cinco blocos, a operação cabe
somente a seus parceiros.
Com as aquisições e as devoluções feitas ao longo do ano, o portfólio de concessões
exploratórias passou a contar com 305 blocos, totalizando 132,59 mil km². Além disso,
outras 25 áreas, com 7,67 mil km² em operação, encontram-se em fase de avaliação de
descobertas. A área exploratória atual da Petrobras abrange 140,26 mil km².
Reservas provadas
As reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras no País atingiram
13,92 bilhões de boe em 2007 pelo critério ANP/SPE – um aumento de 1,2% em relação
ao ano anterior. O volume incorporado às reservas provadas ao longo do ano foi de 875
milhões de boe, contra uma produção de 708 milhões de boe. Essa incorporação resultou
num Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 123,6%. Isso significa que, para cada
barril de óleo equivalente produzido no ano, foi acrescentado 1,236 barril às reservas. O
indicador reserva/produção (R/P) foi de 19,6 anos.
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Data-Base - 31/12/2007
Reservas provadas de óleo, LGN e Gás Natural no Brasil
Critério SPE
9,65 9,67 11,01
1,36 1,35
1,45
12,60
13,02 13,23 13,75
13,92
1,99 1,97 1,87 2,08 2,12
8,29 8,32 9,56 10,6 11,05 11,36 11,67 11,80
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
bilhões boe
As apropriações de volumes descobertos em campos com declarações de
comercialidade, realizadas ao longo de 2007, foram em parte responsáveis pelo aumento
das reservas provadas. Algumas dessas declarações foram feitas em áreas próximas a
campos em fase de desenvolvimento e, portanto, incorporadas a seu ring fence. Outro
fator que contribuiu para a incorporação de reservas provadas foi o gerenciamento de
reservatórios em campos já descobertos, em fase de desenvolvimento ou em fase de
produção.
Projetos para o futuro
As metas do novo Plano de Negócios da Petrobras prevêem a entrada em operação, até
2012, de 11 grandes projetos de produção de óleo e de oito projetos de gás natural. Para
2008, a produção média de petróleo da Companhia no País está estimada em 2 milhões
de bpd; a de gás, em 57 milhões de m³/dia.
Os volumes serão alcançados, principalmente, com a operação a plena capacidade das
plataformas FPSO Cidade de Vitória, P-52 e P-54. Entrarão em atividade ainda em 2008
mais três plataformas: FPSO Cidade de Niterói (Jabuti), com capacidade de 100 mil bpd,
P-51 (Marlim Sul Módulo 2), com 180 mil bpd, e P-53 (Marlim Leste), com 180 mil bpd.
A exploração e a produção de gás natural também estão sendo ampliadas de acordo com
as diretrizes do Plangás, medida fundamental para garantir o suprimento ao mercado das
regiões Sul e Sudeste. Até o fim de 2008, a oferta aumentará dos atuais 15 milhões de
m³/dia para 40 milhões de m³/dia. O Plangás prevê, na Bacia do Espírito Santo, a
ampliação do projeto de Peroá para 8 milhões de m³/dia e o desenvolvimento dos campos
de Canapu e Camarupim. O Plano estima ainda a expansão do Pólo de Processamento
de Gás de Cacimbas para 20 milhões de m³/d.
A primeira fase desta ampliação (5,4 milhões de m³/d) entrará em operação no início de
2008, com as plantas de processamento de gás de Peroá e Golfinho. Na Bacia de
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Data-Base - 31/12/2007
Campos, o Plangás prioriza a produção de gás livre a partir de diversos reservatórios
próximos à infra-estrutura existente nos campos de Albacora, Roncador e Marlim Sul,
além do desenvolvimento inicial de Jabuti. Na Bacia de Santos, a plataforma de Merluza
será ampliada para 2,5 milhões de m³/d, com o desenvolvimento inicial do campo de
Lagosta.
Para 2010, o Plangás prevê o aumento da disponibilidade de gás para 55 milhões de
m³/dia no Sudeste, com a entrada em operação dos projetos de Mexilhão (2009), Uruguá
e Tambaú (2010), na Bacia de Santos. Prevê também o início das atividades do primeiro
módulo da planta de processamento de gás de Caraguatatuba, em 2009, e do segundo
módulo, em 2010.
Refino e Comercialização
Refino
As 11 refinarias da Petrobras no País processaram 1 milhão 779 mil bpd e produziram 1
milhão 795 mil bpd de derivados em 2007, o que representa aumentos de 1,9% e 1,75%,
respectivamente, em relação a 2006. A Companhia utilizou, em média, 90% de sua
capacidade de refino, e cerca de 78% do petróleo processado foi de origem brasileira.
Produção, Demanda e Venda de Derivados (mil bpd)
1.895
1.795
1.700
1.755 1.766
1.639 1.696
1.510
1.725
1.821
1.764
1.735
1.637
1.644
1.677
2003 2004 2005 2006 2007
Produção de Derivados
Volume de Vendas de
Derivados
Demanda de derivados
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Data-Base - 31/12/2007
Custo Unitário de Refino (US$/barril)
1,14
1,38
1,90
2,29
2,85
2003 2004 2005 2006 2007
Acompanhando o crescimento da produção nacional de petróleo, a área de refino tem
investido em novas unidades e melhorias tecnológicas para converter o óleo pesado
produzido no Brasil em produtos de maior valor agregado. Duas unidades de
coqueamento retardado entrarão em operação em 2008 e 2009, respectivamente, nas
refinarias Duque de Caxias (Reduc) e Henrique Lage (Revap). Outra unidade começa a
ser construída na Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), com entrada em
funcionamento em 2011.
Estes investimentos conferem maior flexibilidade à Companhia para definir a cesta de
derivados a ser produzida de acordo com a demanda e os preços de mercado. Assim, ela
pode optar entre o uso de óleo importado – mais leve e que produz derivados de maior
valor – e o refino do óleo pesado nacional.
A melhoria da qualidade dos produtos também recebeu importantes investimentos. Foram
iniciados projetos para melhoria da qualidade do diesel nas refinarias Henrique Lage
(Revap) e Getúlio Vargas (Repar) e para melhoria de qualidade da gasolina nas refinarias
de Presidente Bernardes (RPBC), Duque de Caxias (Reduc), Gabriel Passos (Regap),
Landulpho Alves (RLAM), Getúlio Vargas (Repar), Henrique Lage (Revap) e Paulínia
(Replan).
O pioneirismo da Petrobras na tecnologia HBIO representou avanços na qualidade do
diesel e na proteção ambiental em 2007. O processo possibilita a inclusão de óleo vegetal
na corrente de diesel, resultando em produto de alta pureza. Está em implantação nas
refinarias Gabriel Passos (Regap), Presidente Getúlio Vargas (Repar) e Paulínia (Replan).
Em 2008, será estendido às refinarias Henrique Lage (Revap), Presidente Bernardes
(RPBC) e Duque de Caxias (Reduc).
Novos Empreendimentos
Diesel será também o principal produto da nova Refinaria do Nordeste (Refinaria Abreu e
Lima), em construção em Pernambuco, no município de Ipojuca. Com operação prevista
para o segundo semestre de 2010, terá capacidade de produção de 140 mil barris/dia de
diesel. A refinaria processará diariamente 200 mil barris de petróleo pesado de 16 ºAPI e
produzirá também GLP, nafta petroquímica, óleo combustível para navios e coque de
petróleo. As obras de terraplanagem começaram em setembro de 2007, e os projetos
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Data-Base - 31/12/2007
básicos das unidades estão em fase final de elaboração. Foi concluída a licitação do
projeto executivo e foi iniciado o processo de aquisição de equipamentos.
O Plano de Negócios 2008-2012 prevê também uma refinaria para processar 500 mil bpd
de petróleo pesado e ácido da Bacia de Campos: a Refinaria Premium. Os produtos da
linha premium têm elevada qualidade e baixíssimo teor de enxofre. O diesel, com
rendimento em torno de 65% vol., será destinado ao mercado europeu. O GLP, a nafta, o
QAV e o coque serão preferencialmente comercializados no mercado interno e
consumidos pela própria unidade (geração de hidrogênio e energia). Os estudos de
localização da refinaria, que está prevista para operar a partir do final de 2014, estão em
andamento.
Petroquímica e Fertilizantes
A Petrobras fortaleceu sua presença na área petroquímica, segmento estratégico por
contribuir para a diversificação do portfólio de produtos e valorizar o petróleo e o gás
natural. O Plano de Negócios 2008-2012 prevê investimentos 32% superiores aos do
Plano anterior, totalizando US$ 4,3 bilhões.
A estratégia da Petrobras é de ampliar a atuação em petroquímica no Brasil e na América
do Sul, de forma integrada com os demais negócios do sistema, ampliando a atuação na
1ª e na 2ª geração e desenvolvendo novas tecnologias para a indústria química. Em linha
com esta estratégia, a Companhia adquiriu em abril de 2007, junto com a Braskem, os
ativos petroquímicos do Grupo Ipiranga. E em agosto, a Petrobras passou a deter o
controle da Suzano Petroquímica.
Em novembro, a Petrobras e a Unipar anunciaram a formação de uma sociedade
petroquímica no sudeste, composta pelos ativos da Suzano Petroquímica, Rio Polímeros,
Petroquímica União (PQU), Polietilenos União S.A. (PU) e União Divisão Química (UDQ).
A Petrobras terá 40% do capital votante, enquanto a Unipar terá 60%.
Também em novembro, foi anunciado um acordo de investimentos entre Petrobras,
Petroquisa, Braskem, Odebrecht e Norquisa para integração, na Braskem, de ativos
petroquímicos da Petrobras (Ipiranga Comercial Química, Ipiranga Petroquímica e sua
participação na Copesul) e da Petroquisa (Copesul, Petroquímica Triunfo e Petroquímica
Paulínia). A operação elevará a participação da Petrobras na Braskem para 25% do
capital total e 30% do capital votante.
Projetos da Petrobras na área Petroquímica
Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) – Projeto inicialmente desenvolvido
em parceria com o Grupo Ultra e com a participação do Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), até a conclusão da etapa de Projeto
Conceitual, finalizada em setembro de 2006, processará 150 mil barris por dia (bpd) de
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Data-Base - 31/12/2007
petróleo para produção de matérias-primas petroquímicas e derivados a partir de 2012.
Além da unidade petroquímica básica (UPB), da central de utilidades e das unidades de
segunda geração, terá um centro de capacitação de empresas e trabalhadores e uma
central de escoamento de produtos líquidos para terminais de carregamento na Baía de
Guanabara. O Estudo de Impacto Ambiental (EIA) já foi entregue à Fundação Estadual de
Engenharia do Meio Ambiente (Feema) e o Complexo encontra-se em fase de Projeto
Básico. O início das obras de terraplenagem do Comperj está prevista para o final de
março de 2008.
Petroquímica Paulínia S.A. (PPSA) - Resultado de associação entre a Braskem e a
Petroquisa, que detém 40% do negócio, está com suas obras em fase de conclusão e
começará a operar em 2008. A unidade industrial, orçada em US$ 383 milhões, produzirá
300 mil toneladas/ano de polipropileno, com propeno fornecido pelas Refinarias de
Paulínia (Replan) e Henrique Lage (Revap).
Companhia Petroquímica de Pernambuco (PetroquímicaSuape) - Está sendo finalizado o
Projeto Básico e compra dos principais equipamentos. A unidade produzirá ácido
tereftálico purificado (PTA) e começará a operar em 2009, com capacidade de 640 mil
toneladas/ano.
Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe) – Resultado de investimentos de
US$ 386 milhões, produzirá 215 mil toneladas/ano de fios e chips de poliéster (POY). A
matéria-prima PTA será fornecida pela PetroquimicaSuape. A Petroquisa detém 40% de
participação na empresa.
Coquepar - Em parceria com a Brazil Energy e a Unimetal, a Petrobras construirá três
unidades de calcinação de coque de petróleo, das quais duas no Rio de Janeiro e uma no
Paraná, agregando valor à produção de coque verde. A capacidade de produção será de
750 mil toneladas/ano.
Complexo Acrílico de Minas Gerais - Destinado à produção de ácido acrílico bruto e
derivados, terá investimentos superiores a US$ 500 milhões.
Fertilizantes
A Petrobras manteve em 2007 a liderança no mercado nacional de uréia fertilizante, com
vendas de 700 mil toneladas, e registrou o sexto ano consecutivo de crescimento no
segmento de amônia, com a venda de 235 mil toneladas produzidas em suas duas
fábricas. A comercialização dos dois produtos gerou receita bruta de R$ 840 milhões,
15% a mais que no ano anterior.
A Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados da Bahia (Fafen-BA) atingiu a marca de 295 mil
toneladas de uréia, o maior volume de produção dos últimos oito anos. Entre os fatores
que contribuíram para este recorde estão a melhoria da infra-estrutura interna, a aquisição
de novos equipamentos e o aprimoramento dos sistemas de controle de processo, nos
quais foram investidos R$ 11 milhões.
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Data-Base - 31/12/2007
A Companhia realizou sua primeira venda de uréia granulada, por intermédio da Fábrica
de Fertilizantes Nitrogenados de Sergipe (Fafen-SE). Cerca de 2 mil toneladas foram
destinadas a culturas de algodão e milho em Goiás, Mato Grosso e Piauí. A uréia
granulada é um produto de maior valor agregado e garante aumento da resistência e
uniformidade do grão, além de menor segregação quando misturada a outros fertilizantes.
Está em curso o estudo de viabilidade de uma planta industrial de uréia e amônia no País
(UFN-3) e outra de ácido nítrico na Bahia. A UFN-3 terá capacidade anual de 1 milhão de
toneladas de uréia e 760 mil toneladas de amônia, usando gás como matéria prima. Na
Bahia, está prevista a produção de 120 mil toneladas de ácido nítrico, destinadas ao Pólo
Petroquímico de Camaçari, com investimentos de US$ 115 milhões.
Gás Natural
Aceleração de projetos aumenta oferta
No ano em que o gás natural ganhou ainda mais relevância na matriz energética
brasileira, a Petrobras acelerou os projetos de ampliação da oferta. A produção média em
2007 foi de 43 milhões de m³/dia e em dezembro alcançou 46 milhões, 6 % a mais que no
mesmo mês de 2006. Considerando o gás utilizado no processo de produção, injeção e
perdas, a oferta doméstica resultante, incluindo parceiros, foi de 23 milhões m³/dia
médios.
Pelo gasoduto Brasil-Bolívia, foram importados 26 milhões de m³/dia líquidos, sendo
relevante destacar o recorde de movimentação pelo gasoduto Brasil-Bolívia de 31 milhões
de m³/dia no mês de outubro. A oferta total ao mercado brasileiro foi, em média, de 49
milhões de m³/dia.
Para permitir que o gás produzido chegue aos mercados, em 2007 foram investidos R$
2,8 bilhões em infra-estrutura de transporte, 30% a mais do que em 2006. Mais de 600
km de dutos foram incorporados à malha brasileira de transporte de gás natural, cuja
extensão total atingiu 6.153 km.
Além da expansão da malha, destacam-se o início da construção dos terminais de
importação de gás natural liquefeito (GNL) e o Plano de Antecipação da Produção de Gás
(Plangás), que elevará a oferta doméstica da região Sudeste para 40 milhões de m³/d ao
final de 2008 e para 55 milhões de m³/d, até dezembro de 2010.
Transporte: desafio em superação
O projeto Gasene (Gasoduto Sudeste-Nordeste) tornou-se prioritário para interligar as
malhas de gás das regiões Sudeste e Nordeste. Os três trechos do Gasene (Cacimbas-
Vitória, Cabiúnas-Vitória e Cacimbas-Catu) totalizam 1.384 quilômetros (km).
Em 2007, foi concluído o primeiro trecho no estado do Espírito Santo, Cacimbas (ES) –
Vitória (ES), com 131 km de extensão, permitindo o escoamento da produção de gás da
Bacia Espírito Santo.
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Data-Base - 31/12/2007
Em fevereiro de 2008, entra em operação o trecho do Gascav, de Cabiúnas (RJ) a Vitória
(ES), com 303 km de extensão, visando a abastecer os estados da região Sudeste.
Em 2009, entrará em operação o último trecho, o Gascac, que liga Cacimbas (ES) a Catu
(BA). Com 950 km de extensão, poderá transportar até 20 milhões de m³/dia para o
Nordeste.
A malha nacional foi incrementada em julho com a entrada em operação do trecho entre
Paulínia e Taubaté, em São Paulo, que faz parte do gasoduto Campinas-Rio. Com
extensão de 201 quilômetros, irá ampliar a entrega dos volumes importados pelo
gasoduto Brasil-Bolívia aos mercados do Sudeste. Foram concluídos também os
gasodutos entre Itaporanga-Carmópolis-Pilar (244 km) e Atalaia-Itaporanga (29 km),
integrantes da Malha Nordeste. Estes dutos escoam o gás da Bahia até Pernambuco.
Gás natural liquefeito (GNL)
A inserção da Petrobras no mercado mundial de GNL irá aumentar a flexibilidade de
suprimento ao mercado brasileiro de gás natural. Além de uma demanda firme, com foco
nos segmentos industrial, comercial, veicular e residencial, há necessidade de
atendimento a uma demanda flexível, caracterizada principalmente pelas usinas
termelétricas.
Em 2007, a Petrobras iniciou a implantação do projeto de importação de GNL, composto
em sua fase inicial por dois navios regaseificadores e dois terminais portuários
designados para receber os navios regaseificadores e navios metaneiros, permitindo o
armazenamento, a regaseificação do GNL e o transporte de gás até a malha de
gasodutos existente. Serão implantados um terminal na Baía de Guanabara, no Rio de
Janeiro, com capacidade de 20 milhões de m³/dia; e outro em Pecém, no Ceará, com 7
milhões de m³/dia. Os navios poderão ser utilizados nos dois terminais.
Em 2007, a Petrobras contratou o afretamento dos navios regaseificadores (Golar Spirit e
Golar Winter). O primeiro tem previsão de chegada para 2008 e o segundo em 2009. As
licenças de instalação dos terminais foram emitidas e também estão autorizadas a
construção e montagem das estruturas portuárias, braços de carregamento e gasodutos
de conexão com a malha existente. Para o suprimento de 2008 e 2009, foram assinados
Master Sales Agreements (MSA) com seis fornecedores de cargas de GNL do mercado
spot.
Comercialização
Implementação de novos modelos de Contrato
Com o objetivo de melhor adequar o perfil da produção com o da demanda, a Petrobras
em 2007 ofereceu ao mercado contratos de fornecimento de gás natural em quatro
modalidades distintas: Firme Inflexível, Firme Flexível, Interruptível e Preferencial. Nesse
contexto, foram assinados em 2007 contratos com as companhias distribuidoras
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Data-Base - 31/12/2007
estaduais Bahiagás e a Comgás. A primeira atende o estado da Bahia e a segunda, São
Paulo. Em 2008, continuarão as negociações de novas modalidades de contrato para
fornecimento de gás natural entre Petrobras e outras Companhias Distribuidoras
Estaduais.
Modalidades de fornecimento de gás:
· Firme Inflexível: o cliente assegura pagamento do volume adquirido e o supridor
garante a entrega do volume estabelecido.
· Firme Flexível: o fornecimento pode ser interrompido, de acordo com as
condições negociadas, e o supridor tem o compromisso de cobrir os custos
adicionais do cliente decorrentes do uso de combustível substituto (óleo
combustível, GLP ou diesel).
· Interruptível: o fornecimento de gás pode ser suspenso apenas pelo supridor, de
acordo com as condições negociadas, ficando a responsabilidade do combustível
alternativo a cargo do cliente. Neste caso, o preço do gás natural tem um desconto
em relação ao preço do contrato Firme Inflexível.
· Preferencial - a prerrogativa de interrupção do fornecimento pertence ao cliente,
estando o supridor obrigado a providenciar o suprimento quando demandado. A
expectativa é que esse contrato seja predominantemente destinado ao consumo
termelétrico, com suprimento via GNL.
Distribuição
Em 2007, as companhias distribuidoras venderam em média 41 milhões de m³/dia.
Segmentação das Vendas de Gás natural em 2007
1% 13%
2%
5% 1%
17% 61%
INDUSTRIAL
AUTOMOTIVO
RESIDENCIAL
COMERCIAL
GER.ELETR.
CO-GERAÇÃO
OUTROS (inlcui GNC)
O setor automotivo aumentou o consumo em 11%; o industrial, 4,5%; e o de co-geração,
em 5%. Houve redução de 31% no consumo de gás para a geração de energia elétrica.
Mas, no quarto trimestre de 2007, as termelétricas a gás natural foram mais acionadas,
levando ao crescimento de 13% do consumo de gás em relação ao registrado no mesmo
trimestre de 2006.
A Petrobras tem participação em 20 das 27 companhias estaduais distribuidoras
existentes no Brasil, com percentuais entre 24 e 100%.
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Data-Base - 31/12/2007
Destaque em 2007 para o projeto Gemini, que tem o objetivo de levar o gás natural sob a
forma liquefeita para locais onde ainda não existe infra-estrutura de transporte por
gasodutos. Para tanto, foi criada a companhia GASLOCAL, com 40% de participação da
Petrobras que, em 2007, entregou o produto para diversas localidades no Centro-Oeste,
Sul e Sudeste tais como Brasília (DF), Goiânia (GO), Londrina (PR) e Varginha (MG).
Energia Elétrica
Recorde na Geração de Energia
No mês de novembro de 2007, a Petrobras bateu seu recorde de geração de energia
elétrica para o Sistema Integrado Nacional (SIN), produzindo um total 2,9 mil MW.
Em 2007, o parque termelétrico da Companhia foi formado por 15 usinas termelétricas
(UTEs), com uma capacidade total de 5.223 MW de geração elétrica.
Evolução da Geração Termelétrica da Petrobras
(MW médio/dia)
984
1.244
1.105
1.006
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
2004 2005 2006 2007
Em consonância com as estratégias do Plano de Negócios da Companhia, ao longo de
2007, foram investidos cerca de R$ 500 milhões em projetos de energia elétrica, tendo a
maior parte desses recursos sido destinada ao aumento de participação acionária na UTE
Celso Furtado (Termobahia - BA), à construção das UTEs Euzébio Rocha (CCBS - SP) e
Jesus Soares Pereira (Termoaçu - RN) e à conversão a bi-combustível das UTEs Sepé
Tiaraju (Canoas-RS), Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt-RJ) e Termoceará (CE).
Destacam-se também, em 2007, a aquisição da UTE Juiz de Fora (MG), o arrendamento
da UTE Piratininga (SP) e o aluguel das Usinas Araucária (PR), Petrolina (PE) e
Termocabo (PE).
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Data-Base - 31/12/2007
Energias Renováveis
A Petrobras prevê, até 2012, investimento de US$ 2,4 bilhões bilhão em projetos de
energias renováveis e biocombustíveis, que incluem geração de eletricidade através de
usinas eólicas, solares e PCHs (pequenas centrais hidrelétricas), além de produção e
comercialização de biodiesel e etanol.
Biodiesel
A Petrobras está construindo suas três primeiras usinas industriais de biodiesel, visando a
atuar globalmente na comercialização, logística e produção. As unidades estão situadas
em Candeias (BA), Montes Claros (MG) e Quixadá (CE) e cada uma produzirá cerca de
57 milhões de litros por ano, a partir de 2008. O investimento total é de R$ 227 milhões.
Em Quixadá, cerca de 1,4 mil famílias de agricultores plantaram 2.700 hectares de
sementes de mamona para o suprimento da usina. Para fornecer insumos à usina de
Candeias, a empresa assinou contratos de compra de grãos de mamona, girassol e óleo
de dendê com cooperativas de agricultores familiares visando a uma produção de 18 mil
toneladas de óleo vegetal.
A Petrobras e a Empresa de Extensão Rural e Assistência Técnica de Minas Gerais
(EMATER) também irão capacitar e prestar assistência técnica às famílias de agricultores
no cultivo das oleaginosas para a produção de biodiesel na usina de Montes Claros (MG).
A Petrobras intensificou sua atuação na comercialização do biodiesel adquirido através
dos leilões da ANP, e cuja compra pelas distribuidoras de combustível se deu de forma
voluntária, porém crescente, especialmente no segundo semestre, com a aproximação da
obrigatoriedade da mistura de 2% ao diesel mineral. O volume total comercializado no ano
foi superior a 420 mil m3, abrindo caminho para o sucesso do programa em 2008.
Etanol
A Petrobras abriu novos mercados e vem estabelecendo relações de longo prazo com os
clientes, em sinergia com a área Internacional. Em 2007, o volume de etanol
comercializado superou 100 milhões de litros, com remessas de carga para Europa,
Japão e Estados Unidos. A Petrobras America Inc. atuou diretamente na internação,
armazenagem e comercialização do produto no mercado norte-americano.
Além do Terminal Marítimo da Ilha d´Água, na região Centro-Sul, a logística de
exportações foi ampliada com a abertura de uma nova frente para envio de carga pelo
Nordeste, através do Terminal Marítimo de Maceió. A contratação de tancagem na Coréia
possibilitará a comercialização de etanol em 2008 no mercado japonês, por meio da joint
venture Brazil-Japan Ethanol.
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Data-Base - 31/12/2007
Energia Eólica
O projeto que mais se destacou em 2007 foi o parque eólico da unidade de produção de
petróleo em Macau/RN, com 1,8 MW, onde o óleo diesel foi substituído, evitando a
emissão de cerca de 1.300 toneladas de CO2 por ano na atmosfera. O projeto recebeu o
Prêmio Nacional de Conservação e Uso Racional de Energia Elétrica (Procel), na
categoria Indústria, modalidade Energia Alternativa; e o registro de Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo (MDL) da Organização das Nações Unidas (ONU), segundo as
regras do Protocolo de Quioto.
Energia Solar
Sistemas de aquecimento de água por energia solar são utilizados em sete unidades
industriais (Recap, Reduc, Regap, Replan, Rlam, Fafen-SE e Fafen-BA), e no edifício-sede
da Petrobras, no Rio de Janeiro. A iniciativa proporciona economia anual de 1.228
MWh e 127 toneladas de CO2 que deixam de ser emitidas por ano.
Para a geração elétrica, a Companhia possui cerca de 100 KW de potência instalada em
painéis fotovoltaicos em pequenas plataformas de produção, substituindo parte do
consumo de óleo diesel. A geração elétrica por energia solar também é utilizada em
sistemas de controle e proteção catódica de dutos (que evitam corrosão na tubulação), no
suprimento de energia elétrica para instrumentação e no acionamento automático do
sistema de bombeio de petróleo.
Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)
Em 2007, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) autorizou a implantação da PCH
Pira, de 16 MW de potência instalada, a ser construída em Santa Catarina. A unidade vai
operar em sistema fio d’água (sem alagamento de áreas), não impactando o meio
ambiente.
Atuação Internacional
Com investimentos de R$ 6,6 bilhões, a Petrobras intensificou sua expansão
internacional em termos geográficos e também diversificou negócios nos mercados
onde já operava. A Companhia, que atua em quatro continentes e 23 países,
consolidou-se como uma das maiores empresas integradas de energia do mundo,
participando de toda a cadeia de operações da indústria de petróleo, gás natural e
energia elétrica na América Latina, ao mesmo tempo em que continua a ampliar sua
presença na América do Norte, Europa, África e Ásia.
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Data-Base - 31/12/2007
A produção no exterior foi de 126,2 mil bpd de óleo e 18,6 milhões de m³ por dia de
gás natural, representando, respectivamente, 6,6% e 29% da produção total da
Companhia. As reservas provadas internacionais passaram a 1 bilhão e 90 milhões de
boe, volume 14% inferior ao de 2006, consistindo hoje em 7,3% das reservas totais da
empresa, em função da entrada em vigor dos novos contratos na Bolívia, da
reclassificação de reservas no Equador, da produção na Argentina haver superado a
apropriação do período e nos EUA, por ter sido realizado reavaliação em Cottonwood,
devido ao declínio acima do esperado na produção.
As atividades internacionais abrangem a exploração e produção de petróleo e gás em
19 países, incluindo Estados Unidos, México, Angola, Nigéria, Tanzânia, Moçambique,
Senegal, Índia, Portugal, Irã, Paquistão, Líbia, Turquia, Bolívia, Colômbia, Equador,
Peru, Venezuela e Argentina. Na Argentina, a Petrobras possui os maiores ativos
internacionais e atua em toda a cadeia de petróleo e gás natural, refino e distribuição,
além de petroquímica e energia elétrica.
No segmento de refino, a Companhia está presente: na Argentina, Estados Unidos e
Japão. E atua na distribuição de derivados no Uruguai, Paraguai, Colômbia e
Argentina, além da comercialização de lubrificantes no Chile.
O Golfo do México e o Oeste da África são as regiões prioritárias para as atividades de
exploração e produção da Petrobras. A estratégia é atuar em áreas onde a tecnologia
e a expertise técnica em águas profundas e ultraprofundas representem vantagem
competitiva, como na costa oeste da África, com formação geológica similar à da costa
brasileira.
No refino, a meta é adquirir maior capacidade de processamento de óleo para agregar
valor ao petróleo produzido e acessar novos mercados. Os investimentos também
estão destinados na adoção de tecnologias para capacitar unidades de refino,
originalmente construídas para petróleo leve, a processar cargas pesadas.
Na área de gestão, foi implementado em julho, na Argentina, o Programa de Processos
de Integração Nacional (Proani), destinado a implantar um modelo único de gestão
para incrementar novos negócios, compartilhar informações e desenvolver capital
humano no exterior. O programa será estendido a partir de 2008 a todas as Unidades.
Para o período de 2008 a 2012, estão previstos investimentos de US$ 15 bilhões, a
maior parte (67%) destinada às áreas de exploração e produção na América Latina,
Oeste da África e Golfo do México. Os segmentos de refino, transporte,
comercialização e petroquímica ficarão com 25%, cabendo 8% aos demais segmentos
de negócio.
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Data-Base - 31/12/2007
Custo Unitário de Extração Internacional (US$/bbl)
2,46 2,60
2,90
2003 2004 2005 2006 2007
Produção Internacional de Óleo, LGN, Condensado e
Gás Natural (mil boed)
246 262 259 243
236
94 96 101 109
85
161 168 163 142 126
436
151
285
2003 2004 2005 2006 2007 2012
Reservas Provadas Internacionais de Óleo, LGN, Condensado e Gás
Natural - Critério SPE (MM boe)
1.904 1.872
1.681
865 726
891
1.013 1.007 955
1.270
613
1.090
514
657 576
2003 2004 2005 2006 2007
Reservas Provadas Internacionais de Óleo e Condensado
por País - Critério SPE
Argentina
20,6%
Venezuela
Peru
17,1%
10,4%
Nigéria
27,5%
Angola
0,5%
Bolívia
6,3%
Colômbia
6,0%
EUA
3,2% Equador
8,3%
Reservas Provadas Internacionais de Gás Natural por país
Critério SPE
Argentina
34,4%
Peru
2,5%
EUA 2,2%
4,7%
Bolívia
56,3%
Venezuela
3,36
4,17
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Data-Base - 31/12/2007
Carga Processada - Internacional (mil bpd)
94 100 103
126
186
2003 2004 2005 2006 2007
Custo Unitário de Refino Internacional (US$/bbl)
1,17 1,09
1,30
1,73
2,96
2003 2004 2005 2006 2007
Novos negócios
Em 2007, a Petrobras adquiriu ativos no exterior, assinou dez novos acordos de
parceria e cooperação internacional e abriu novas frentes de trabalho, como a
avaliação de projetos na área de biocombustíveis e de xisto betuminoso.
A Companhia marcou sua entrada na área de refino do mercado asiático em
novembro, com a assinatura de um acordo de compra de 87,5% das ações da
japonesa Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS), por US$ 52 milhões, considerando a
conversão do yen japonês para a moeda norte-americana. A empresa vendedora,
Tonen General Sekiyu, é uma subsidiária da ExxonMobil. A Sumitomo preservou sua
participação de 12,5% na NSS.
Com essa aquisição, a Petrobras passou a controlar uma refinaria com capacidade de
processamento de 100 mil bpd de óleo cru, na ilha de Okinawa, um terminal de
petróleo e derivados para armazenamento de 9,6 milhões de barris, três píeres e uma
monobóia para navios do tipo VLCC de até 280 tpb. O terminal apoiará a
comercialização de biocombustíveis na Ásia e complementará o comércio de petróleo
e derivados na região.
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Data-Base - 31/12/2007
Na área de exploração e produção, a Companhia expandiu seus negócios ao
arrematar em leilões nos Estados Unidos 60 blocos exploratórios no Golfo do México,
por US$ 137,4 milhões. Contratou também a construção de dois navios-sonda, para
2009 e 2010, que reduzirão sua vulnerabilidade em relação a recursos para a
ampliação das atividades na área. Em leilão na Colômbia, foram adquiridos quatro
blocos no Mar do Caribe. No Chile, foi assinado um acordo de desenvolvimento de
oportunidades de negócios e projetos em todos os setores de petróleo, bem como em
energia, com a estatal chilena Enap.
Os negócios na África e na Ásia também foram ampliados. No Senegal, a Petrobras
adquiriu da empresa italiana Edison Spa 40% de participação no bloco exploratório
Rusfique Profonde. No Paquistão, assinou contrato com a estatal OGDLC para a
exploração do bloco G na bacia Indus offshore. Com a estatal indiana ONGC, formou
parceria para operação de seis blocos em águas profundas, sendo três no Brasil e três
na Índia.
Na costa portuguesa, a Companhia participará da primeira atividade de exploração e
produção em quatro blocos na Bacia do Peniche. Com 50% de participação, será
operadora do consórcio com a Galp Energia (30%) e a Partex (20%).
Com os governos da Jordânia e do Marrocos, a Petrobras firmou memorandos de
entendimento para realizar estudo de viabilidade do uso da tecnologia Petrosix para
produção de óleo de xisto.
Os negócios com biocombustíveis se expandiram internacionalmente com as parcerias
acertadas com a ENI, na Itália, a Petroequador, a estatal indiana Bharat Petroleum, a
Statoil da Noruega e a estatal chilena Enap.
Com a Galp Energia, foi assinado termo de compromisso para a produção de 600 mil
toneladas/ano de óleos vegetais no Brasil e a comercialização e distribuição de
biodiesel no mercado europeu.
América do Sul
Argentina - Os ativos da Petrobras incluem as refinarias Ricardo Eliçabe e San
Lorenzo, com capacidade conjunta de 81 mil bpd, que processaram 76,6 mil bpd em
2007, com um fator de utilização de 95%, além da participação na Refinaria Del Norte
(Refinor), também operada pela Companhia. Em petroquímicos e fertilizantes, há
quatro plantas - Puerto General San Martin, Zarate, Campana e Innova, esta última
produzindo estireno, poliestireno e UAN.
Merece destaque também uma termelétrica a gás natural (Genelba), uma hidroelétrica
(Pichi Picu Leufu), a Transportadora Gás Del Sur, com a maior rede de gasodutos do
país, e as participações na Edesur (distribuidora de energia em Buenos Aires) e na
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Data-Base - 31/12/2007
Companhia Mega, que comercializa etano, propano, butano e gasolina natural. Há,
ainda, 679 estações de serviços, que comercializam combustíveis e derivados.
Durante o ano, houve a venda da participação na Citelec S.A, controladora da
Transener S.A, empresa líder responsável pela transmissão de energia elétrica na
Argentina, por US$ 54 milhões, em cumprimento ao acordo firmado quando da compra
da antiga Perez Companc (atual Petrobras Energia S.A.).
A produção de óleo no país atingiu 54,4 mil bpd e 8,1 milhões de m³/dia de gás natural,
totalizando 102 mil boe diários, principalmente nas regiões da Bacia Austral, Medanito,
Puesto Hernandez e Entre Lomas. As reservas do país chegam a 295 milhões de boe.
Bolívia - A atuação da Petrobras se concentra atualmente nos segmentos de
exploração e produção e de gás e energia, após a venda das refinarias Guillermo Elder
Bell e Gualberto Villaroel, em Santa Cruz e Cochabamba, à estatal Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), por US$ 112 milhões. No segmento de
exploração e produção, foram produzidos 60,5 mil boe/dia, sendo 9,3 mil bpd de óleo e
8,7 milhões de m³/dia de gás natural, com crescimento de 6,4% em relação a 2006,
concentrados nos campos de San Alberto e San Antonio.
Chile - A Petrobras prossegue na prospecção de oportunidades de negócios no país,
por meio do escritório de representação aberto em Santiago em 2005. A companhia
comercializa no país o lubrificante Lubrax, com vendas de 650 m3 em 2007.
Colômbia - Com participação em sete contratos de produção e 16 de exploração -
entre eles o Bloco Tayrona, o primeiro offshore do país -, a Companhia produziu 16,5
mil barris por dia de óleo e 2,5 mil m³ dia de gás natural. Possui também 62 estações
de serviços, uma base de armazenamento e uma planta de lubrificantes, em Puente
Aranda, e um terminal em Santa Marta.
Equador - A produção média de óleo em 2007 foi de 10,4 mil bpd, no bloco 18, onde a
Petrobras tem participação. Há, ainda, o bloco 31, em fase de desenvolvimento.
Paraguai - A companhia atua no segmento de Distribuição, onde possui 160 postos de
gasolina e 54 lojas de conveniência, em todo o território paraguaio, além de ativos na
comercialização de GLP, instalações para armazenamento de combustíveis, e para
comercialização de produtos de aviação nos aeroportos de Assunção e Cidade Del
Este. Em 2007 foram comercializados 328 mil m3 de produtos.
Peru - A produção média foi de 13,31 mil bpd de óleo e 0,31 milhão de m3/dia de gás
natural, totalizando 15,13 mil boe/dia.
Uruguai - A companhia atua no segmento de gás natural, através de duas
concessionárias de distribuição nos mercados de Montevidéo e no interior do país,
bem como no segmento de distribuição de combustíveis, através de 89 postos de
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Data-Base - 31/12/2007
gasolina e instalações para comercialização de produtos de aviação, marítimos,
petroquímicos e asfalto. No ano de 2007 foram comercilizados uma média de 155 mil
m3/dia de gás natural e 396 mil m3 de combustíveis.
Venezuela – A Companhia produz 14 mil bpd de óleo pesado em quatro blocos e
estuda a ampliação de suas atividades no país. Em associação com a Petróleos de
Venezuela (PDVSA), analisa a possibilidade de produzir petróleo extra-pesado em
Carabobo I, na faixa do Orinoco, com reservas de mais de 1 bilhão de barris.
América do Norte
Estados Unidos - A Petrobras tem participação em 331 blocos marítimos no setor
americano do Golfo do México, sendo a operadora de 187. Detém ainda direitos
exploratórios em blocos terrestres no Texas, onde se destaca a descoberta de
Megamata, em fase de avaliação sobre a economicidade do mesmo. Também foi
iniciada a produção do campo de Cottonwood, no Quadrante Garden Banks, com
produção de 6,4 mil boe/dia.
Foram assinados contratos para a implementação da Fase I de desenvolvimento dos
campos de Cascade e Chinook, com início de produção previsto para 2010. Pela
primeira vez no Golfo do México, será utilizado um navio-plataforma do tipo FPSO,
levando novas tecnologias para a indústria americana de petróleo.
No campo de Saint Malo, operado pela Chevron, a Companhia perfurou dois poços de
avaliação e extensão. Tornou-se também parceira da Shell na descoberta e na
perfuração exploratória de Stones.
A produção média da Petrobras no Golfo do México foi de 11,5 mil boe/dia superior em
188% à de 2006, em função da entrada em produção de Cottonwood.
No primeiro ano de operação com a Petrobras como sócia, a Refinaria de Pasadena,
no Texas, processou 90,8 mil bpd. Há investimentos planejados para a ampliação da
capacidade de processamento, aumento de confiabilidade das instalações e
adequação ao refino de petróleos pesados. A Companhia detém 50% do controle
acionário da refinaria.
México – A Petrobras participa de dois contratos de serviços múltiplos para a Pemex,
nos blocos Cuervito e Fronterizo. Em 2007, foram perfurados 11 poços. A produção
média de gás natural atingiu 5,7 mil boe/dia.
África
Nigéria - Os projetos de Agbami e Akpo – campos gigantes no Delta do Níger – estão
em implantação, com início de atividades previsto para 2008. A partir de 2009, a
produção em Agbami deverá atingir 250 mil bpd, cabendo 32,5 mil bpd à Companhia.
Akpo produzirá 185 mil bpd e a parcela da Petrobras é de 37 mil bpd..
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Data-Base - 31/12/2007
A Petrobras comprovou a existência de acumulações significativas de petróleo no
bloco OML 130 após a perfuração de quatro poços. Como operadora do bloco OPL
324, no Golfo da Guiné, aprofundou os estudos do contexto geológico regional e deu
continuidade aos compromissos exploratórios.No bloco OPL 315, no qual é operadora
com 45% de participação, a primeira perfuração exploratória está programada para
2008.
Em apoio à utilização de álcool combustível (etanol) no país, a Companhia fechou um
contrato para o fornecimento do produto com a Nigerian National Petroleum
Corporation (NNPC). Os entendimentos incluem a prestação de assistência técnica
para a adição do produto à gasolina. O primeiro embarque está programado para o
primeiro semestre de 2008.
Angola - O bloco 2 da Bacia do Baixo Congo, um dos seis ativos da Petrobras no país,
produziu a média de 3,6 mil bpd em 2007. Nos demais blocos, serão perfurados poços
exploratórios a partir de 2008.
Líbia - Na área 18 do setor líbio no Mar Mediterrâneo, na qual é operadora com 70%
de participação, foram feitos levantamentos sísmicos e interpretação geológica. A
perfuração do primeiro poço está prevista para o segundo semestre de 2008.
Tanzânia - A Companhia está presente em três blocos (5, 6 e 8), com 100% de
participação, sendo operadora em todos. Nos blocos 5 e 6, a primeira fase de
investimentos já foi realizada. A licença do bloco 5 deverá ser estendida em junho de
2008, com o compromisso de perfurar um poço. O bloco 8 encontra-se em negociação
contratual. Está prevista a abertura de escritório local em agosto de 2008.
Moçambique – No bloco Zambezi Delta, onde a Petrobras possui 17% de
participação, foi perfurado um poço, que resultou seco. Está prevista a realização de
sísmicas 2D em 2008. A atual fase da licença termina em dezembro de 2008. A
próxima fase inclui o compromisso de perfurar um segundo poço.
Ásia
Irã – A Petrobras perfurou o primeiro de dois poços exploratórios no bloco Tusan, em
águas rasas do Sul do Golfo Pérsico, sendo a operadora de ambos, conforme contrato
firmado com a National Iranian Oil Company. Atualmente encontra-se em fase de
avaliação de economicidade.
Turquia – Ao longo do ano, foram desenvolvidas atividades para aquisição de dados
exploratórios dos blocos Kirklarelli e Sinop, localizados nas partes oeste e oriental do
setor turco do Mar Negro.
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Data-Base - 31/12/2007
11.02 - PROCESSO DE COMERCIALIZAÇÃO, DISTRIBUIÇÃO, MERCADOS E EXPORTAÇÃO
Comercialização
O aumento da produção nacional de petróleo, a plena utilização da estrutura logística e o
aproveitamento de oportunidades comerciais externas permitiram à Petrobras alcançar,
em 2007, excelentes resultados na comercialização de combustíveis no mercado interno
e externo. No Brasil, foram vendidos 1.730 mil bpd de derivados de petróleo, um
crescimento de 2,8% em relação a 2006, com recordes históricos quebrados agosto a
novembro.
O recorde de comercialização de combustíveis no mercado brasileiro foi quebrado em
outubro: 58,4 milhões de barris de petróleo. Em setembro, as vendas alcançaram 54
milhões de barris, melhor resultado em comparação ao mesmo período dos últimos cinco
anos.
Os principais produtos em volume de vendas foram o óleo diesel, a gasolina, o gás
liquefeito de petróleo (GLP), a nafta, o óleo combustível e o querosene de avião (QAV).
Este último registrou o maior crescimento percentual do volume de vendas: 9,6%, devido
ao bom desempenho da economia nacional e mundial, à valorização do real frente ao
dólar e ao aumento de vôos, principalmente internacionais.
Segmentação das vendas de derivados no mercado interno
(mil bpd)
300
70
106
206
166
172
705
Diesel
Gasolina
Óleo combustível
Nafta
GLP
QAV
Outros
As vendas de óleo combustível (sem bunker) cresceram 6,8%, beneficiadas pelo aumento
de entregas para termelétricas do Amazonas e pela expansão da indústria de
transformação.O diesel acompanhou o crescimento da economia brasileira e suas vendas
subiram 4,9%. Os principais responsáveis pelo aumento de vendas foram o desempenho
do PIB e do agronegócio, com destaque para o aumento da área plantada e da produção
da safra de grãos e de cana-de-açúcar.
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Data-Base - 31/12/2007
A comercialização de GLP aumentou 2,7%, resultado vinculado ao crescimento
demográfico, ao maior consumo das famílias (aumento do salário mínimo e do Bolsa
Família) e ao maior uso industrial. As vendas da nafta petroquímica mantiveram-se
praticamente estáveis, subindo 0,7% em relação a 2006.
A gasolina sofreu retração de 2,6%, como conseqüência do avanço de produtos
substitutos, como o GNV e, principalmente, o álcool, considerando-se o aumento do teor
médio de álcool anidro e o crescimento da frota de veículos flex-fuel, em detrimento da
redução da frota de veículos somente a gasolina.
No mercado externo, a exportação de petróleo atingiu a marca inédita de 353 mil bpd,
acréscimo de 5% em relação ao ano anterior, e a de derivados subiu 7%, atingindo 262
mil bpd. As importações foram de 390 mil bpd de petróleo e 148 mil bpd de derivados.
Exportação e Importação de Petróleo (Mil bpd)
390
353
319
450
352 370
335
263
181
233
2003 2004 2005 2006 2007
Importação Exportação
Exportação e Importação de Derivados (Mil bpd)
262
148
213 228 241 246
118
105 109 94
2003 2004 2005 2006 2007
Importação Exportação
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Data-Base - 31/12/2007
As operações de trading internacional - compra e venda de produtos no exterior -
apresentaram forte crescimento e atingiram 559 mil bpd, acréscimo de 49% em relação à
2006. Destacaram-se o aumento das operações de trading de gasolina nos Estados
Unidos – com a utilização do produto de origem européia -, a ampliação da
comercialização do petróleo da Colômbia e o início das vendas de bunker de baixo teor
de enxofre (BTE) na Europa.
Produtos diferenciados
O lançamento do Diesel Verana, único diesel Premium para o mercado náutico de lazer,
demonstrou mais uma vez a excelência tecnológica da Petrobras.O novo produto,
lançado nos pólos náuticos de São Paulo e Rio de Janeiro, possui formulação
diferenciada, que garante o menor nível de emissão de poluentes do mercado náutico.
Seu teor máximo de enxofre é de 200 ppm (partes por milhão), embora o diesel marítimo
possa ter 10 mil ppm. Com maior quantidade de cetano (27,5%), proporciona ainda
desempenho 6% superior. Estas diferenças aumentam a durabilidade da embarcação e
reduzem em até 83% de emissão de fumaça em comparação ao óleo diesel marítimo
tradicional.
O Diesel Podium, lançado em dezembro de 2006 no Rio de Janeiro e em São Paulo,
chegou ao Paraná e ao Paraguai em 2007. A gasolina Podium já chegou a 15 dos 26
estados brasileiros e também ao Distrito Federal.
Transporte
Maior armadora da América Latina e a terceira do mundo, a Petrobras Transporte S.A.
(Transpetro) assinou em 2007 contratos com três estaleiros nacionais para a construção
de 23 petroleiros, dando forte impulso ao Programa de Modernização e Expansão da
Frota e ao desenvolvimento da indústria naval brasileira. Os investimentos alcançarão
US$ 2,3 bilhões.
Dos 23 navios, dez são do tipo Suezmax e serão fabricados em Suape (PE), pela
Atlântico Sul, com investimento de US$ 1,2 bilhão. Outras nove embarcações – cinco do
tipo Aframax e quatro Panamax – foram encomendadas ao Rio Naval, do Rio de Janeiro,
com custos de US$ 866 milhões. E quatro navios de produtos, orçados em US$ 277
milhões, estão a cargo do Estaleiro Mauá, de Niterói (RJ).
A Transpetro ampliou sua frota em 2007, com a aquisição dos aliviadores Bergen
(embarcação Aframax, com capacidade para 730 mil barris) e Gothenburg (do tipo
Suezmax, com capacidade para 1 milhão de barris). Ao fim do ano, a Transpetro contava
com 55 navios, dois quais 46 próprios e nove afretados a casco nu.
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Data-Base - 31/12/2007
No ano, foram transportados 62 milhões de toneladas de petróleo e derivados, 5,7% a
mais que em 2006. A movimentação de combustíveis por oleodutos e terminais terrestres
e aquaviários aumentou 2,6%, chegando a 671 milhões de m³/ano.
Terminais e Oleodutos
A Transpetro opera uma malha de 7.033 Km de oleodutos e 46 terminais - 20 terrestres e
26 aquaviários. Os terminais têm capacidade para armazenar 10,3 milhões de m³ de
petróleo, derivados e álcool, operando a média mensal de 413 navios.
O Terminal Aquaviário da Baía de Guanabara (TABG) destacou-se em 2007 devido ao
Corredor de Exportação de Etanol. Nele, foi feita a primeira remessa de etanol para os
Estados Unidos, num total de 12 mil m³ - passo inicial para a consolidação do Brasil como
exportador de álcool combustível. Mais 80 mil m³ de álcool carburante foram
transportados durante o ano para a Venezuela.
O Corredor de Exportação de Etanol prevê investimentos por parte da Petrobras da
ordem de US$ 2 bilhões em um sistema intermodal de transporte rodoviário, dutoviário e
aquaviário. A construção da malha facilitará o escoamento da produção do combustível
pelos Estados de São Paulo e Rio de Janeiro e reduzirá o impacto dos custos da logística
no preço final do produto.
O projeto será implantado em três fases:
· Corredor Sudeste: um álcoolduto ligará Goiás, ao Terminal de São Sebastião, em
São Paulo e criará, até 2010, infra-estrutura para a exportação de 12 milhões de
m³/ano.
· Corredor de Exportação Sul: o álcoolduto começará no Mato Grosso, e terminará
no Porto de Paranaguá, no Paraná. A previsão é que a capacidade de
escoamento seja ampliada em mais 4 milhões de m³/ano.
· Corredor Hidroviário Tietê-Paraná: o etanol será escoado por meio de barcaças
do sul de Goiás e do sudoeste do Mato Grosso do Sul, incluindo o Triângulo
Mineiro e o interior de São Paulo, até um novo terminal em Santa Maria da Serra
(SP).
Parte do Corredor de Exportação de Etanol será completado ainda com a adequação do
Sistema Osrio para o transporte de álcool hidratado e anidro. O Sistema liga a Refinaria
de Paulínia (Replan), em São Paulo, à Refinaria de Duque de Caxias (Reduc) e ao
Terminal de Campos Elíseos no Rio de Janeiro. O projeto, em fase de licitação, ampliará
a capacidade de exportação de álcool combustível pelo terminal de Ilha D´Água, no Rio
de Janeiro, a partir de 2009, para 3 milhões de m³/ano e tem custo estimado em U$ 50
milhões.
02/07/2008 14:55:15 Pág: 76

Data-Base - 31/12/2007
Foram concluídas as obras de ampliação da capacidade de escoamento do Sistema de
Oleodutos Osório-Canoas (Oscan), no Rio Grande do Sul. Com a ampliação, o
suprimento de petróleo para a Refinaria Alberto Pasqualini (Refap) passará dos atuais 20
mil m3/dia para 30 mil m3/dia – aumentando a produção de derivados.
O Plano Diretor de Dutos (PDD) de São Paulo, outro projeto estratégico para a Petrobras,
obteve licenciamento ambiental para início das obras. Com investimentos de mais de R$
2 bilhões, o PDD vai ampliar, modernizar e redesenhar a malha de dutos da capital
paulista, por onde passam cerca de 50% do petróleo e derivados processados no país.
A Transpetro avançou também no projeto de construção do Terminal e da Base de
Distribuição de Pecém, no Ceará - projetado para ser o mais moderno do País e
movimentar 1,5 bilhão de litros de combustíveis por ano, além de, numa segunda etapa,
atender à movimentação e armazenamento de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP).
Os investimentos previstos nesse projeto são de R$ 400 milhões. A profundidade do porto
permitirá o acesso marítimo de navios de 175 mil TPBs – o que garantirá maior segurança
operacional e proteção ao meio ambiente, além de custos reduzidos no transporte de
derivados para toda a Região Nordeste.
Para atender ao crescimento acelerado dos negócios, foi aprovada a construção de um
novo terminal no porto de Barra do Riacho, em Aracruz, no Espírito Santo. Será o 47º
terminal da empresa – o 27º aquaviário. A previsão é que entre em operação em 2009
com capacidade de armazenamento de 109.600 m³ em seis tanques e três esferas. Os
investimentos previstos são de US$ 470 milhões que serão aportados pela Petrobras
passando posteriormente a operação à Transpetro.
Controle e Reparos
Na sede da Transpetro, no Rio de Janeiro, foi inaugurado o Centro Nacional de Controle
Operacional, com equipamentos mais modernos, salas amplas, telas móveis e recursos
sofisticados de telecomunicações, permitindo a operação remota da malha de gasodutos
e oleodutos.
Também entrou em operação o Centro de Reparos de Dutos, instalado no Terminal de
Guarulhos, em São Paulo. Compartilhado entre as áreas de transporte de gás e de
líquidos, o Centro atenderá a todo o território nacional em reparos emergenciais de
gasodutos e oleodutos, compartilhando recursos de pessoal, financeiros, materiais e
equipamentos.
Distribuição
Líder de mercado, com 34% de participação e 5.973 postos de serviço, a Petrobras
Distribuidora registrou seu melhor resultado financeiro, com lucro líquido de R$ 841
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Data-Base - 31/12/2007
milhões. Esse resultado, 48% acima do obtido no ano anterior, decorreu, em grande
parte, do maior volume de vendas de combustíveis de sua história: 34 milhões de m³.
O mercado brasileiro de distribuição de combustíveis cresceu 8,2% em 2007, índice
bastante superior ao de 1,9% registrado em 2006. A expansão foi impulsionada,
principalmente, pelo crescimento de 50% nas vendas do álcool hidratado, como resultado
da ampliação da frota nacional e dos veículos bicombustíveis. Com isso, a venda de
gasolina aumentou apenas 1%.
A Petrobras Distribuidora, única companhia do setor com presença em todas as regiões
do território brasileiro, teve participação expressiva no atendimento a esse crescimento do
mercado. A marca superou em 13,3% as vendas do ano anterior em conseqüência da
comercialização de diesel, que aumentou em 1.846 mil m3, 15% a mais que em 2006. As
vendas de álcool e óleo combustível também subiram, 80,9% e 14,4%, respectivamente.
Assim, a empresa consolidou ainda mais sua participação no mercado, alcançando em
dezembro 34,7% de market share (1,6 ponto percentual acima dos 33,1% de dezembro
de 2006) e fechando o acumulado do ano em 34,3%.
Em sintonia com o compromisso de sustentabilidade e com a maior participação dos
combustíveis renováveis na matriz energética do País, a Petrobras Distribuidora levou o
biodiesel a 5.885 postos de serviço e a 4.626 grandes consumidores, antecipando a
disponibilidade do produto em todas as regiões do Brasil e destacando-se entre as
concorrentes. Com a iniciativa, a BR atendeu as metas do Programa Nacional de
Produção e Uso do Biodiesel, que prevê a adição obrigatória de 2% de biodiesel ao diesel
a partir de 2008.
Para garantir a qualidade dos produtos, a Petrobras Distribuidora manteve o foco no
programa De Olho no Combustível, passando a ter 5.006 postos certificados em 2007.
Este programa é reconhecido como o mais completo do País, por abranger desde a
realização de testes nos combustíveis em campo até a limpeza de tanques e filtros.
Os investimentos da Companhia foram de R$ 402 milhões, concentrados principalmente
no desenvolvimento e modernização da Rede de Postos de Serviço, no suporte aos
clientes comerciais e industriais, em operações de logística e em programas de
Segurança, Meio Ambiente e Saúde.
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Data-Base - 31/12/2007
11.03 - POSICIONAMENTO NO PROCESSO COMPETITIVO
Conforme descrito na seção 9.02, de acordo com a Lei nº 9.990, a partir de 1º de janeiro
de 2002, o Governo Federal eliminou o controle de preços para o petróleo bruto e seus
derivados, exceto pelo gás natural vendido a certas usinas termelétricas. Isso levou ao
aumento da competição e ajustes de preços, em virtude de outras companhias passarem
a participar do mercado brasileiro e importar e exportar petróleo bruto, derivados de
petróleo e gás natural.
VANTAGENS COMPETITIVAS
A Companhia possui diversas vantagens competitivas em relação a seus atuais ou futuros
concorrentes, dentre as quais se destacam:
· Posição de mercado dominante na produção, refino e transporte de petróleo e seus
derivados no Brasil;
· Base de reservas significativa e crescente;
· Avançado conhecimento tecnológico para exploração em águas profundas;
· Custos reduzidos em decorrência de suas operações serem realizadas em larga
escala e da integração de seus segmentos de atuação;
· Sólida posição nos crescentes mercados de gás natural do Brasil; e
· Provado sucesso em atrair parceiros internacionais para todos os ramos de
atividade.
Posição de mercado dominante na produção, refino e transporte de petróleo seus
derivados no Brasil.
A experiência da Companhia como única exploradora de petróleo e seus derivados
possibilitou a criação de uma rede extensa de operações e larga base de reserva. A longa
história, recursos e o estabelecimento de bases no Brasil garantem à Companhia
vantagens competitivas frente aos atuais e futuros participantes dos setores de petróleo e
gás natural no Brasil. Atuamos em todos os principais campos de desenvolvimento do
Brasil e operamos quase a totalidade da capacidade de refino do país. A média de
produção doméstica diária de óleo e gás natural da Companhia, cresceu 0,5% em 2007,
5% em 2006 e 12,8% em 2005.
Base de reservas forte.
A Companhia possuía, em 31 de dezembro de 2007, Reservas Provadas estimadas em
13,92 bilhões de boe no Brasil, perfazendo um total de 15,01 bilhões de boe se somada
às reservas no exterior. Adicionalmente, a Companhia possui uma substancial base de
áreas de exploração, tanto no Brasil como no exterior, que estão sendo continuamente
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Data-Base - 31/12/2007
avaliadas pela Companhia e por seus parceiros da indústria de modo a aumentar suas
reservas.
Em 31 de dezembro de 2007, nosso Índice de Reservas Provadas/Produção era de 18,9
anos.
A Companhia acredita que suas Reservas Provadas possibilitarão oportunidades para:
· crescimento de produção duradouro e sustentável;
· Substituindo o petróleo bruto leve importado pela produção de reservas de petróleo
bruto mais leve recém-descobertas; e
· controlar suas despesas no futuro, permitindo economias de escala.
Avançado conhecimento tecnológico para exploração em águas profundas.
Nos últimos 36 anos, ao desenvolver operações em alto-mar, a Companhia adquiriu
reconhecido conhecimento em técnicas e tecnologia de perfuração, desenvolvimento e
produção em águas profundas. Adicionalmente, a Companhia vem desenvolvendo
tecnologia que permitirá a exploração de poços em profundidades superiores a 3.000
metros.
O conhecimento da Companhia em perfuração, exploração, desenvolvimento e produção
em águas profundas possibilitou altas taxas de sucesso e de produção e, ao mesmo
tempo, redução nos custos de extração.
Custos reduzidos em decorrência de suas operações serem realizadas em larga
escala e da integração de seus segmentos de atuação.
Como empresa dominante nos segmentos de petróleo e gás natural, a Petrobras atingiu
significativa redução em seus custos em virtude:
· da localização de aproximadamente 80% das Reservas Provadas nos campos da
Bacia de Campos, o que permite a concentração da infra-estrutura necessária para
dar suporte às atividades da Companhia, reduzindo seus custos de exploração,
desenvolvimento e produção;
· da localização da maior parte das refinarias pertencentes à Companhia na região
sudeste, próxima à Bacia de Campos e aos mercados mais densamente
industrializados e povoados do País; e
· O equilíbrio relativo entre a nossa produção atual, o nosso rendimento de refino e a
demanda total de produtos hidrocarbonetos do mercado brasileiro.
02/07/2008 14:55:19 Pág: 80

Data-Base - 31/12/2007
A Companhia acredita que tais eficiências de custos decorrentes de sua integração, infra-estrutura
existente e equilíbrio permitem competir de modo eficaz com outras empresas
do setor e de produtos importados.
Posição estratégica no mercado brasileiro de gás natural.
A Companhia atua na maioria dos segmentos do mercado de gás natural brasileiro. Em
virtude de sua ampla gama de operações no mercado de gás natural, a Companhia
acredita estar bem posicionada para se beneficiar do potencial crescimento da demanda
no Brasil por este produto, pretendendo, ainda, atender essa demanda por meio das
seguintes iniciativas:
· desenvolvimento de Reservas Provadas de gás natural na Bolívia e o gasoduto de
1.969 milhas (3.150 quilômetros) da Bolívia ao Brasil;
· produção crescente de gás natural não associado e gás natural associado com
nossa produção nacional de petróleo bruto, combinado com os investimentos
necessários para processar tal gás a partir das recentes descobertas de reservas de
gás não-associado, principalmente na Bacia de Santos, no Brasil;
· investimentos planejados na expansão de uma rede de transporte de gás natural no
Brasil; e
· aumento da participação no mercado distribuidor de gás natural através de
investimentos. A Petrobras tem participação em 20 das 27 empresas distribuidoras
de gás natural no Brasil; e
· Investimentos em usinas termelétricas, que servem de fonte de demanda para
nosso gás natural.
Provado sucesso em atrair parceiros internacionais para todos os ramos de
atividade.
Como resultado de sua significativa experiência, conhecimento e extensa infra-estrutura
no Brasil, a Companhia atraiu importantes parceiros nas atividades de exploração,
desenvolvimento, refino e energia, como Repsol – YPF, ExxonMobil, Shell, British
Petroleum, Chevron – Texaco e Total. A parceria com outras empresas permite que a
Companhia divida seus riscos, necessidades de capital e tecnologia ao mesmo tempo em
que promove seu desenvolvimento e expansão.
CONCORRÊNCIA
Como conseqüência da gradual abertura do setor de petróleo e gás natural no Brasil, a
Companhia espera enfrentar competição em todos os segmentos de suas operações.
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Data-Base - 31/12/2007
No segmento de exploração e produção, os procedimentos licitatórios realizados pelo
Governo Federal para exploração de novas áreas permitiram que diversas empresas
regionais e multinacionais iniciassem a exploração de petróleo bruto no Brasil. Caso estas
empresas venham a descobrir quantidades negociáveis de petróleo bruto e se tornem
capazes de processá-lo de forma economicamente viável, aumentará a competição com a
produção da Companhia.
No segmento de fornecimento, tem-se enfrentado pouca concorrência em decorrência das
leis que quando em vigor lhe concediam monopólio deste segmento. Com o fim do
monopólio e desregulamento do setor, outras empresas poderão transportar e distribuir
produtos derivados do petróleo no Brasil. Conseqüentemente, a Companhia acredita que
estas empresas passarão a importar produtos refinados, os quais competirão com os
produzidos pelas refinarias nacionais bem como com os produtos atualmente importados
pela Petrobras. A Companhia precisará competir a partir de agora com as importações
globais, a preços internacionais. Acredita-se que esta concorrência adicional afetará os
preços cobrados pela Companhia por seus produtos, o que conseqüentemente afetará as
receitas auferidas pela Companhia.
Adicionalmente, a Companhia espera um crescimento na concorrência enfrentada em seu
segmento de distribuição. Dentre todos os segmentos de operação da Companhia, este é
o segmento que atualmente enfrenta a maior concorrência. A Companhia compete, em
especial, com pequenos distribuidores, muitos dos quais têm evitado e poderão continuar
a evitar o pagamento de certos tributos sobre suas vendas. Além disso, alguns destes
distribuidores misturam gasolina com solventes mais baratos, o que lhes possibilita
oferecer gasolina a preços mais baixos do que os cobrados pela Companhia.
No segmento de gás natural e energia, a Companhia espera ter de concorrer com outros
participantes do setor, que vêm adquirindo participações em empresas distribuidoras de
gás e em geradoras de energia termelétrica ou expandindo suas operações no Brasil.
No segmento internacional, a Companhia planeja expandir suas operações, não obstante
espere continuar enfrentando concorrência em regiões nas quais já atua, incluindo o Golfo
do México, África e Cone Sul.
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Data-Base - 31/12/2007
12.01 - PRINCIPAIS PATENTES, MARCAS COMERCIAIS E FRANQUIAS
TIPO DESCRIÇÃO Nº REGISTRO
MARCAS PETROBRAS 810520621
MARCAS MARCAS COMUNICAÇÃO INSTITUCIONAL 885560
PATENTES PATENTES UCEP 885301
PATENTES PATENTE ABAST/REFINO 885311
PATENTES PROCESSO CRAQ CATALÍTICO EM RISER KE-LOGG
PATENTES UNIDADE 2200–PROC.CRAQUEAMENTO CATALÍTICO RISER
PATENTES PHILIPS PETROLEUM
PATENTES PROCESSO CRAQ CATALÍTICO MEROX UOP
MARCAS e PATENTES
A Petrobras tem por política proteger suas marcas nos diversos países onde atua ou
pretende atuar. A Companhia possui 238 marcas com pedidos e/ou registros concedidos
no Brasil, em diversas classes de produtos e serviços e 45 marcas no exterior, em 101
países. No total, considerando suas subsidiárias e coligadas, a Petrobras possui cerca de
275 diferentes marcas depositadas no Brasil e no exterior, tendo por objetivo principal a
proteção de suas marcas corporativas e a denominação comercial de seus produtos.
A Petrobras promove renovação dos certificados de registro de marcas de acordo com os
seus vencimentos cujo período de vigência é de 10 anos. Adicionalmente, a Companhia
procura obter registros de novas marcas para manter a fidelidade à imagem corporativa
da empresa.
As principais tecnologias desenvolvidas pela Petrobras são protegidas no Brasil e no
exterior por meio de patentes. No período de três anos encerrado em 31 de dezembro de
2007, a Companhia obteve 219 patentes no Brasil e no exterior, para um número
02/07/2008 14:55:21 Pág: 83

Data-Base - 31/12/2007
12.01 - PRINCIPAIS PATENTES, MARCAS COMERCIAIS E FRANQUIAS
significativo das tecnologias produzidas por meio de atividades de pesquisa e
desenvolvimento. A Petrobras notabiliza-se pelos seus investimentos no desenvolvimento
de tecnologias que permitam a obtenção de vantagens competitivas em seu setor de
atuação.
A Companhia possui hoje 711 patentes em vigor incluindo as que encontram-se em fase
de análise junto ao Instituto Nacional de Propriedade Industrial - INPI. No exterior, possui
207 tecnologias protegidas em 60 países, num total de 1171 patentes pedidas e/ou
concedidas. Ao longo dos últimos 3 anos foram depositadas anualmente,
aproximadamente 80 novas patentes junto ao INPI, e algumas dessas são também
depositadas no exterior. As principais patentes da Petrobras referem-se a tecnologias
estratégicas, tais como sistemas de produção submarina, sistemas de ancoragem,
equipamentos de refino, catalisadores, e, mais recentemente, bio-combustíveis.
Foram depositadas em 2007, 66 patentes no Brasil e 125 no exterior e obtidas 22
patentes no Brasil e 33 no exterior.
02/07/2008 14:55:21 Pág: 84

1 - CÓDIGO CVM
00951-2
Data-Base - 31/12/2007
13.01 - PROPRIEDADES RELEVANTES
1- ITEM 2 - TIPO DE PROPRIEDADE
3 - CNPJ
33.000.167/0001-01
5 - UF 6 - ÁREA TOTAL
3 - ENDEREÇO
4 - MUNICÍPIO 7 - ÁREA CONSTRUÍDA 8 - IDADE 9 - SEGURO 10 - HIPOTECA 11 - ALUGADA DE TERCEIROS 12 - DATA DO CONTRATO 13 - TÉRMINO LOCAÇÃO
(MIL M²) (MIL M²) (ANOS)
14 - OBSERVAÇÃO
01 Termoelétrica Três Lagoas
MS 230,717
Av. Mabel s/n Distrito Industrial
Três Lagoas 80,000 2 SIM NÃO NÃO
02 REPLAN - Unidade de Tratamento
SP 23,975
Rodovia SP - 332, km 132
Paulínia 1,025 2 SIM NÃO NÃO
03 RLAM - Unidade de craqueamento
BA 16,687
Rodovia BA 523, km 4
Mataripe 14,801 3 SIM NÃO NÃO
04 Termoelétricas - Gás Natural Canoas
RS 98,600
Auto Freite Uzin
Canoas 2,712 2 SIM NÃO NÃO
05 REPAR - Unidade de Tratamento
PR 20,240
Rodovia do Xisto BR 476 - km 16
Araucária 19,228 1 SIM NÃO NÃO
06 Termoelétrica Nova Piratininga
RJ 2,754
Av Nossa Senhora do Sabará 4900
São Paulo 1,275 1 SIM NÃO NÃO
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1 - CÓDIGO CVM
00951-2
Data-Base - 31/12/2007
13.01 - PROPRIEDADES RELEVANTES
1- ITEM 2 - TIPO DE PROPRIEDADE
3 - CNPJ
33.000.167/0001-01
5 - UF 6 - ÁREA TOTAL
3 - ENDEREÇO
4 - MUNICÍPIO 7 - ÁREA CONSTRUÍDA 8 - IDADE 9 - SEGURO 10 - HIPOTECA 11 - ALUGADA DE TERCEIROS 12 - DATA DO CONTRATO 13 - TÉRMINO LOCAÇÃO
(MIL M²) (MIL M²) (ANOS)
14 - OBSERVAÇÃO
07 Unidade de Destilação - REDUC
RJ 10.000,000
Rodov. Washington Luiz, S/N km 113 BR-40
Duque de Caxias 14,000 1 SIM NÃO NÃO
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Data-Base - 31/12/2007
14.01 - PROJEÇÕES EMPRESARIAIS E/OU DE RESULTADOS
Plano Estratégico Petrobras 2020 e Plano de Negócios 2008 - 2012
Em seu Plano Estratégico 2020 e no Plano de Negócios 2008-2012, a Companhia
mantém as metas agressivas de crescimento e reforça os desafios nos mercados de gás
natural e biocombustíveis.
O Plano Estratégico 2020, que estabelece a missão, a visão, as estratégias e objetivos
corporativos da companhia para o futuro ampliou a visão da Petrobras de uma empresa
líder na América Latina para uma das cinco maiores empresas integradas de energia do
mundo. O Plano mantém a estratégia de expandir a atuação nos mercados de petróleo,
derivados, petroquímico, gás, energia, biocombustíveis e distribuição com rentabilidade,
responsabilidade social e ambiental e crescimento integrado.
O Plano destaca também a atuação com excelência operacional, em gestão, recursos
humanos e tecnologia de acordo com as seguintes estratégias:
· Exploração e Produção: crescer produção e reservas de petróleo e gás, de forma
sustentável, e ser reconhecida pela excelência na atuação em E&P;
· Downstream e distribuição: expandir, no Brasil e exterior, a atuação integrada
em refino, comercialização, logística e distribuição com foco na Bacia do Atlântico;
· Petroquímica: ampliar a atuação em petroquímica no Brasil e na América do Sul ,
de forma integrada com os demais negócios do Sistema Petrobras;
· Gás e Energia: desenvolver e liderar o mercado brasileiro de gás natural e atuar
de forma integrada nos mercados de gás e energia elétrica com foco na América
do Sul;
· Biocombustíveis: atuar, globalmente, na comercialização e logística de
biocombustíveis, liderando a produção nacional de biodiesel e ampliando a
participação no negócio de etanol.
O novo Plano apresenta novos desafios de gestão, que incluem:
· Disciplina de Capital: Busca de maior eficiência na implantação de projetos
(prazos e custos); Gestão de Estoques; Redução de Custos Operacionais e
Administrativos e Gestão de Portfólio;
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Data-Base - 31/12/2007
· Recursos Humanos: ser referência internacional, no segmento de energia, em
gestão de pessoas, tendo seus empregados como seu maior valor;
· Responsabilidade Social: ser referência internacional em responsabilidade social
na gestão dos negócios, contribuindo para o desenvolvimento sustentável;
· Mudança Climática: atingir patamares de excelência, na indústria de energia,
quanto à redução da intensidade de emissões de gases de efeito estufa nos
processos e produtos, contribuindo para a sustentabilidade do negócio e para a
mitigação da mudança climática global;
· Tecnologia: ser referência mundial em tecnologias que contribuam para o
crescimento sustentável da Companhia nas indústrias de petróleo, de gás natural,
petroquímica e de biocombustíveis.
O Plano de Negócios 2008-2012 estabelece as metas de produção de petróleo e gás
natural no Brasil: serão 3.058.000 barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2012 e
3.455.000 boed em 2015. No refino, mantendo o equilíbrio entre o crescimento da
produção e a capacidade das refinarias no País, a carga fresca processada no Brasil em
2012 será de 2.061.000 barris por dia (bpd), com 90% de participação do petróleo
nacional.
As metas internacionais também refletem o crescimento integrado da Companhia com
estimativas de produção de 436.000 boed de óleo e gás em 2012 e processamento de
348.000 bpd nas refinarias no exterior.
A estimativa de produção total da Petrobras (Brasil e exterior) para 2012 foi revisada para
3.494.000 barris diários e a meta para 2015 fixada em 4.153.000 boed.
A integração se estende também à petroquímica, onde a Companhia prevê a ampliação
da atuação no Brasil e na América Latina, capturando sinergias com os demais negócios
do Sistema Petrobras.
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Data-Base - 31/12/2007
Metas Corporativas
Indicadores Realizado 2006
Meta 2012 Previsão 2015
2.055 3.058 3.455
2.298
1.746
1.872
3.494 4.153
2.061 2.659
2.409 3.007
1.388 1.853 2.445
Produção de óleo e gás natural – Brasil
(Mil boe/dia)
Produção de óleo e gás natural – Total
(Mil boe/dia)
Carga fresca processada – Brasil
(Mil bbl/dia)
Carga fresca processada- Total
(Mil bbl/dia)
Processamento de petróleo nacional
(Mil bbl/dia)
O plano prevê investimentos de US$ 112,4 bilhões, até 2012, representando uma média
de US$ 22,5 bilhões por ano, sendo 87% (US$ 97,4 bilhões) no Brasil e 13% (US$ 15,0
bilhões) no exterior. Este montante representa um aumento de 29% em relação ao Plano
anterior.
Dos investimentos no Brasil, destaca-se o crescimento nos segmentos de Exploração e
Produção (aumento de 32%), Downstream (aumento de 35%) e Petroquímica (aumento
de 30%), além da ênfase nos biocombustíveis que receberão US$ 1,5 bilhão.
Na atividade internacional, os investimentos serão aplicados principalmente na área de
Exploração e Produção, com foco na América Latina, Oeste da África e Golfo do México.
O crescimento dos investimentos deve-se a: US$ 13,3 bilhões referentes a novos
projetos, US$ 10,9 bilhões referentes a aumento de custos devido ao aquecimento do
mercado de equipamentos e serviços do setor, US$ 4,2 bilhões em razão da valorização
cambial e o restante referente a outros fatores tais como mudança no escopo dos
projetos, no modelo de negócio, etc.
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Data-Base - 31/12/2007
Investimentos (US$ bilhões)
Petrobras
2007-11
Diferença
(%)
Petrobras
2008-12
Segmento de Negócio
E&P 49,3
65,1 32
RTC 21,9*
29,6 35
G&E 7,3*
6,7 -8
Petroquímica 3,3
4,3 30
Distribuição 2,3
2,6 13
Biocombustível 1,2
1,5 25
Corporativo 1,8
2,5 39
Total 87,1
112,4 29
*No Plano 2007-2011 contemplava os investimentos em biocombustíveis
Nos investimentos acima estão incluídos US$ 18,2 bilhões a serem aplicados, pelas
diferentes áreas, na cadeia brasileira de gás natural, visando desenvolver, liderar e
garantir o suprimento confiável de gás natural ao mercado brasileiro. Os parceiros da
Petrobras no setor deverão investir US$ 1,0 bilhão adicional no mesmo período.
A revisão do plano incorpora, de forma realista, os aumentos do preço do petróleo no
mercado internacional. Este aumento gerou reflexos em toda a cadeia produtiva,
principalmente no que concerne aos custos de serviços, manutenção, equipamentos e
operações especializadas do setor petrolífero, com impactos nos custos de extração e de
refino de todas as empresas do setor. O aquecimento da economia mundial também teve
reflexo direto em diversos segmentos industriais que compõem a cadeia de fornecedores
de insumos e materiais básicos para a indústria.
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Data-Base - 31/12/2007
Custos
Realizado
Indicadores 2006
Meta 2012
6,59
6,13
2,29 3,69
Custo de extração – Brasil (*)
(US$/boe)
Custo operacional de refino - Brasil
(US$/bbl)
3,36 3,52
Custo de extração – Internacional (*)
(US$/boe)
1,73 2,24
Custo operacional de refino - Internacional
(US$/bbl)
* sem participação governamental
A Companhia está mantendo, em seu Plano de Negócios 2008-2012, uma política de
preços alinhada ao mercado internacional. A Petrobras estima obter uma geração própria
de caixa de US$ 104,4 bilhões no período (líquido do pagamento de dividendos), recurso
suficiente para cobrir 93% do Plano de Investimentos. As captações no mercado
financeiro serão de US$ 19,4 bilhões e a amortização das dívidas de US$ 11,4 bilhões.
Financiabilidade do plano de investimentos (US$ bilhões)
Fontes
19,4
104,4
-
-
Usos
-
-
11,4
112,4
Fontes e Usos
Recursos de terceiros
Geração própria de caixa livre de dividendos
Amortização de dívidas
Investimentos
A Petrobras continuará com sua política de alongamento do prazo da dívida e redução da
alavancagem de forma que, apesar do aumento dos investimentos, o índice de
alavancagem financeira média será inferior ao do plano anterior.
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Data-Base - 31/12/2007
Indicadores de retorno e alavancagem financeira
Média
PN 2007-2011
16
25
Média
PN 2008-2012
14
20
Indicadores
Retorno sobre o Capital Empregado (ROCE) (%)
Dívida Líq. / Dívida Líq. + Patrimônio
(Alavancagem Financeira) (%)
Algumas premissas quantitativas relacionadas ao crescimento da economia mundial, à
taxa de câmbio e aos preços e margens do petróleo e derivados, foram reavaliados para
estarem alinhados ao cenário econômico atual.
Premissas macroeconômicas
Indicadores 2007-2011
2008-2012
PIB – Mundo (% ao ano) – PPP* 4,3
4,2
PIB – América Latina (% ao ano) – PPP* 3,9
3,7
PIB – Brasil (% ao ano) 4,0
4,0
Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,18
2,50
2008 – 40,00
2009~2011 – 35,00
Parametrizados pelos preços
do mercado internacional,
sem alteração nos preços
relativos
2008 – 55,00
2009 – 50,00
2010 – 45,00
2011~2012 – 35,00
Brent para financiabilidade
(US$/bbl)
Parametrizados pelos preços
do mercado internacional,
sem alteração nos preços
relativos
Preços de Derivados
* PPP – Paridade do poder de compra
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Data-Base - 31/12/2007
PERSPECTIVAS PARA 2008
No primeiro ano de vigência do Plano de Negócios da Petrobras para o qüinqüênio 2008–
2012 estão previstos investimentos de aproximadamente R$ 55 bilhões, dos quais 87,6%
destinados as suas atividades no País e 12,4% a investimentos no exterior.
PREVISÃO DE INVESTIMENTOS POR ÁREA DE NEGÓCIO EM 2008
ÁREA DE NEGÓCIO INVESTIMENTOS (Milhões Reais)
Exploração e Produção 25.902
Abastecimento 14.312
Gás e Energia 5.636
Distribuição 781
Internacional 6.828
Corporativo 1.406
TOTAL 54.865
A seguir, estão detalhadas algumas das ações a serem desenvolvidas pela Petrobras,
durante o exercício de 2008, por segmento de negócio, como parte dos grandes
investimentos previstos no Plano de Negócios para os próximos cinco anos.
exploração e produção
Com a entrada em operação de mais cinco plataformas, a Petrobras confirmou a sua
disposição de manter o crescimento da produção em níveis sustentáveis. Em 2007, o
incremento da produção foi obtido com a entrada em operação de cinco plataformas, que
deverão atingir suas capacidades máximas em 2008. FPSO Cidade do Rio de Janeiro, no
campo de Espadarte, FPSO Piranema, no campo de Piranema, FPSO Cidade de Vitória,
no campo de Golfinho e P-52, no campo de Roncador, além da P-54, também no campo
de Roncador.
Deverão entrar em produção no próximo ano, na Bacia de Campos, as plataformas P-51,
com capacidade de 180 mil barris de óleo e 6 milhões m³ de gás/dia, no campo de Marlim
Sul; P-53, com capacidade de 180 mil barris de óleo e 6 milhões m³ de gás/dia, no campo
de Marlim Leste; FPSO Cidade de Niterói, 100 mil barris de óleo e 3,5 milhões m³ de
gás/dia, também no campo de Marlim Leste; e o FPSO Cidade de Rio das Ostras,
plataforma para teste de produção com capacidade de 15 mil barris diários de óleo
pesado (14 API), no campo de Badejo. Na Bacia do Espírito Santo, está prevista a
entrada do FPSO Cidade de São Mateus, com capacidade de 25 mil barris de óleo e 10
milhões m³ de gás/dia, no campo de Camarupim.
O Plano de Negócios do Sistema Petrobras prevê, para o próximo ano, uma produção
diária dos campos nacionais de 2,36 milhões de barris de óleo equivalente (BOE) de
petróleo e gás natural. Do total de R$ 25,9 bilhões de investimentos previstos para a área
de E&P no Brasil, R$ 2,2 bilhões serão destinados à construção de plataformas, entre as
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Data-Base - 31/12/2007
quais se destacam, para a Bacia de Campos, a P-51 (Marlim Sul), a P-53 (Marlim Leste),
o FPSO Frade (campo de Frade), FPSO Conchas (campos de Ostra, Argonauta e
Abalone), a P-56 (Marlim Sul) e P-57 (Jubarte). Estas duas últimas estão em fase de
contratação. Para a Bacia de Santos será construída a plataforma fixa PMXL-1, destinada
ao campo de Mexilhão.
Como resultado do intenso trabalho exploratório desenvolvido pela Companhia e da
avaliação das descobertas mais recentes, as reservas nacionais provadas, que
contabilizaram 13 bilhões 753 milhões de barris em 2006, critério SPE, poderão manter
sua trajetória de crescimento contínuo, agora fortemente impulsionado pelas recentes
descobertas na área de Tupi, na Bacia de Santos. Nas diversas
bacias brasileiras, a Petrobras contará, em 2008, com um portfólio de 343 Blocos
exploratórios, contidos em 151 Contratos concedidos pela ANP, para desenvolver estudos
e atividades de prospecção de petróleo e gás natural. Isto sem contar com os 27 blocos
arrematados na 9ª rodada, realizada em novembro último e com os que certamente serão
adquiridos no leilão programado para 1º semestre de 2008 (BID 8).
ABASTECIMENTO
No segmento de refino serão concluídas as obras da nova Unidade de Coqueamento
Retardado da Refinaria Duque de Caxias – REDUC (RJ) e da nova Unidade de
Separação de Propeno na Refinaria Henrique Lage – REVAP (SP). Terão continuidade as
obras de construção e montagem destinadas à melhoria de qualidade da gasolina e do
diesel e à adequação do perfil de refino para aumento da participação de petróleo
nacional na carga processada, nas diversas refinarias. Durante o ano será concluído o
projeto conceitual de modernização da Refinaria Isaac Sabbá – REMAN, localizada em
Manaus, e iniciado o projeto básico.
A Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste – LUBNOR iniciará a construção e
montagem da nova Unidade de Lubrificantes Naftênicos, investimento que possibilitará a
redução da dependência do país por lubrificante importado e permitirá a Petrobras
aumentar a sua participação no mercado de óleos básicos naftênicos e óleos isolantes.
Com o objetivo de aumentar a participação do gás nacional no atendimento das regiões
Sul e Sudeste e reduzir a dependência do gás importado, foi criado o Plano de
Antecipação da Produção de Gás – PLANGÁS, composto de uma carteira ampla de
projetos, que inclui novas instalações na Refinaria Duque de Caxias – REDUC (RJ) e na
Refinaria Presidente Bernardes – RPBC (SP). Nesta última serão concluídas as obras de
construção e montagem das novas instalações.
A Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco,entrará em fase de elaboração do projeto
executivo e início de obras de construção civil. Serão elaborados os projetos conceituais
para a implantação da Refinaria Premium que, com capacidade de processamento de 500
mil barris por dia, será a maior do Brasil.
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Data-Base - 31/12/2007
A tecnologia do HBIO, novo processo que possibilita a inclusão de óleo vegetal na
corrente de diesel produzindo, desta forma, um diesel de alta qualidade e pureza, já foi
testada pela Petrobras e está sendo implementada na Refinaria Gabriel Passos – REGAP
(MG), na Refinaria Presidente Getúlio Vargas – REPAR (PR), na Refinaria de Paulínia –
REPLAN (SP). Para 2008, está prevista a
disponibilidade de processamento de óleo vegetal na Refinaria Henrique Lage – REVAP
(SP), na Refinaria Presidente Bernardes – RPBC (SP) e na Refinaria Duque de Caxias –
REDUC (RJ).
No segmento de transporte dutoviário serão investidos R$ 2,1 bilhões, a maior parcela na
construção, ampliação e reformulação da rede de dutos. Entre os empreendimentos
destacam-se o Plano Diretor de Dutos de São Paulo, a construção de Terminais de GLP e
novos dutos em Barra do Riacho / ES e na Baia da Guanabara, previstos no PLANGÁS.
Os investimentos incluem, também, o Programa de Adequação do Suprimento de
Petróleo de São Paulo – PASP, a construção do Terminal de Pecém (CE), o Programa de
Adequação da Tancagem, melhorias no Terminal de São Sebastião (Litoral Norte de São
Paulo), a ampliação da capacidade de escoamento de petróleo e derivados nas regiões
Sul e Sudeste, a Ampliação da Capacidade de Escoamento de Álcool entre a Refinaria de
Paulínia (SP) e o Terminal da Ilha D’água (RJ), o início do Projeto Conceitual do Corredor
de Exportação de Álcool, além de investimentos em segurança industrial e ambiental.
No segmento de Transporte Marítimo os recursos, em sua quase totalidade, serão
destinados ao programa de modernização e expansão da frota de navios, com aplicação
de R$ 572 milhões em 2008.
Na atividade petroquímica, os investimentos previstos contemplam a entrada em
operação da fábrica de polipropileno da Petroquímica Paulínia S.A. – PPSA (SP), uma
parceria entre a Petroquisa e Braskem, que terá capacidade instalada de 300.000 t/a.
Também serão concluídas as etapas do Projeto Básico, do licenciamento ambiental e
formadas as parcerias para o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro – COMPERJ,
destinado à produção de produtos petroquímicos básicos e derivados a partir de petróleos
pesados, em área de 45 milhões m2, em Itaboraí e São Gonçalo, no Estado do Rio de
Janeiro.
Durante o ano deverá ser obtida a Licença Prévia e a Licença de Instalação de
Terraplenagem, marcando o início das obras de terraplenagem do COMPERJ, serão
concluídos os projetos básicos da Unidade Petroquímica Básica (UPB) e
iniciados os projetos de pré-detalhamento desta unidade. Serão iniciados os projetos
básicos da Unidade Petroquímica Associada (UPA) e os processos de aquisição dos
principais equipamentos da planta industrial do COMPERJ. Será Inaugurado, também, o
Centro de Integração em São Gonçalo.
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Data-Base - 31/12/2007
Terá prosseguimento a implantação da Unidade de Ácido Tereftálico (PTA), da
Petroquímica SUAPE, em Pernambuco, para a produção de garrafas PET e filamentos
têxteis de poliéster, permitindo o desenvolvimento de um pólo têxtil no nordeste com
capacidade potencial de geração de 250.000 empregos. Também estará em construção a
Companhia Têxtil de Pernambuco – CITEPE, uma parceria entre a Petroquisa e Citene,
que produzirá fibra poliéster para o setor têxtil.
A carteira de investimentos na petroquímica inclui ainda a implantação da Companhia de
Coque Calcinado de Petróleo – COQUEPAR, que processará o coque verde produzido na
refinarias do Rio de Janeiro e Paraná.
Crescerá a atuação da Petrobras na 1ª e 2ª geração petroquímica em 2008 ocorrerá
como resultado de duas importantes ações realizadas em 2007: a fusão das plantas
petroquímicas da Ipiranga Petroquímica com os ativos petroquímicos da BRASKEM, em
torno da Companhia Petroquímica do Sul - COPESUL (RS), e a criação do Complexo
Petroquímico do Sudeste - CPS, proveniente da incorporação dos ativos da Suzano
Petroquímica com os da UNIPAR na região sudeste. Em ambos os empreendimentos a
Petrobras terá posição acionária minoritária, porém participará efetivamente da gestão.
Os principais projetos da área petroquímica envolvem investimentos de cerca de US$ 4,3
bilhões no período de 2008–2012. Estes investimentos contribuem para o posicionamento
estratégico da Petrobras de ampliar a sua atuação em petroquímica de forma integrada
com os demais negócios do Sistema Petrobras.
GÁS E ENERGIA
O Plano de Negócios prevê, para o ano de 2008, investimentos no valor de R$ 5,6 bilhões
na área de G&E. Deste total, R$ 3,7 bilhões serão utilizados em projetos de gasodutos,
R$ 700 milhões em projetos de termelétricas, R$ 500 milhões em projetos de
regaseificação de GNL, R$ 500 milhões no desenvolvimento de projetos de energias
alternativas renováveis, cerca de R$ 100 milhões em pesquisa e desenvolvimento.
Até o final de 2008 serão concluídos cerca de 1.000 km de gasodutos fazendo com que a
malha administrada pela Petrobras passe a contar com aproximadamente, 7.500 km. Com
isso a capacidade de transporte aumentará em cerca de 10 milhões de m3 / dia. Cerca de
70 milhões de m3/dia deverão estar disponíveis para oferta ao mercado e aos
consumidores internos do Sistema Petrobras no final do ano
Principais eventos da área de G&E para o próximo ano:
Gasodutos - Início de Construção
- Construção e montagem do trecho Cacimbas (ES) – Catu (BA) - Parte integrante
do GASENE, com extensão de 946 km e capacidade de até 20 milhões de m3 / dia. O
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Data-Base - 31/12/2007
duto permitirá a interligação das Malhas Sudeste e Nordeste. Com isso, será mais flexível
o fornecimento de gás à região Nordeste. Início de operação previsto para janeiro de
2010.
- Construção e montagem do gasoduto Gasduc III, com 182 km de extensão,
projetado para permitir o escoamento de toda a oferta das Bacias de Campos e Espírito
Santo, ampliada após a instituição do Plangás – Plano de Antecipação da Produção de
Gás, para a Malha Sudeste. Capacidade nominal de transporte de 40 milhões de m3/dia e
início de operação em julho de 2009;
Conclusão de Obras
- Cabiúnas (RJ) – Vitória (ES), com 302 km de extensão e capacidade para transportar
até 20 milhões de m3 / dia de gás natural. Com essa conexão, parte do gás natural
produzido na Bacia do Espírito Santo passa a se integrar à Malha Sudeste. Com este
duto, a oferta de gás nacional, para uso nas termelétricas localizadas no norte do Rio de
Janeiro, será aumentada em 5,5 milhões de m³/dia.
- Açu - Serra do Mel (RN), com 31 km de extensão, este duto transportará gás natural
produzido nas bacias do Rio Grande do Norte e do Ceará e o gás natural liquefeito (GNL)
recebido no píer em Pecém para à Usina Termelétrica Jesus Soares Pereira (antiga
Termoaçu). A unidade tem capacidade instalada de 340 MW.
- Trecho Taubaté (SP) – Japeri (RJ) - Com 255 km de extensão, última etapa do gasoduto
Campinas-Rio, que totaliza 453 km e capacidade de até 8,5 milhões de m3 / dia. A
operação está prevista para março. O duto permitirá maior flexibilidade no transporte do
gás importado da Bolívia até o norte de São Paulo e o sul do Rio de Janeiro.
- Trecho Catu (BA) – Itaporanga (SE), com 197 km de extensão, integra a Malha
Nordeste, e vai ampliar a capacidade de escoamento de gás a partir da Bahia para os
estados de Sergipe, Alagoas e Pernambuco. Início de operação prevista para maio de
2008.
- Japeri (RJ) – Reduc (RJ), com extensão total de 40 km e capacidade de até 8,5 milhões
de m3 / dia, aumentará a flexibilidade da operação da Malha Sudeste, integrando as
ofertas de gás natural da Bolívia e das Bacias de Santos, Campos e do Espírito Santo.
Início de operação previsto para dezembro de 2008.
- Paulínia (SP) – Jacutinga (SP), com extensão total de 90 km e capacidade de cerca de 2
milhões de m3 / dia e início de operação previsto para dezembro de 2008 atenderá às
demandas do sul de Minas Gerais.
- Urucu – Coari – Manaus (AM) - Permitirá o aproveitamento do gás produzido na
província petrolífera do Urucu (AM), atualmente reinjetado após ser produzido junto com o
petróleo. Extensão total de 661 km e capacidade contratada de 5,5 milhões de m3 / dia. A
conclusão da construção e montagem está prevista para dezembro de 2008.
Gás Natural Liquefeito (GNL)
- Entrada em operação dos Terminais de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito
(GNL) de Pecém (CE) e da Baía de Guanabara (RJ), com capacidade de processamento
de 7 milhões e 20 milhões de m3 / dia, respectivamente.
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Data-Base - 31/12/2007
- Em maio deverá chegar ao Brasil o navio de GNL Golar Spirit, cuja capacidade
de regaseificação é de 7 MM m3/dia.
Comercialização de Gás Natural
- Continuidade da negociação de novas modalidades de contrato para
fornecimento de gás natural entre Petrobras e companhias distribuidoras estaduais. A
nova política comercial da Petrobras para o gás natural estabelece regimes diferentes de
contratação: firme inflexível, firme flexível e interruptível. As novas modalidades permitem
um planejamento mais eficiente da expansão do mercado de gás natural e garantem mais
segurança no atendimento à demanda;
Termelétricas
- Em março, entrada em operação comercial da Usina Termoelétrica de Jesus
Soares Pereira (RN) com capacidade instalada de 340 MW.
- Conclusão das conversões a bi-combustível das UTEs: Sepé Tiaraju (Canoas-
RS), Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt-RJ) e Termoceará (CE). Com capacidade
instalada, respectivamente: 161 MW, 386 MW e 220 MW.
Biodiesel
- Inauguração das usinas de produção de biodiesel de Quixadá (CE), Candeias
(BA) e Montes Claros (MG), cujos insumos serão óleos de soja, mamona, girassol e
amendoim. A matéria-prima utilizada nas usinas será adquirida, prioritariamente, da
agricultura familiar. Cada planta terá capacidade de produção de 57 milhões de litros de
biodiesel/ano.
DISTRIBUIÇÃO
No segmento de distribuição serão realizados investimentos diretos da ordem de R$ 691
milhões, dos quais R$ 572 milhões aplicados pela BR Distribuidora e R$ 119 milhões pela
Liquigás Distribuidora.
Os recursos da BR estão concentrados, basicamente, na ampliação e modernização da
sua rede de postos de serviço, no suporte aos Clientes industriais e comerciais, em
programas de segurança, meio ambiente e saúde, logística, e operações.
Os investimentos buscam garantir a liderança do mercado brasileiro de distribuição de
derivados de petróleo e de biocombustíveis, e de maximização de market share e com
rentabilidade. Visam, também, a ampliação do número de clientes consumidores e da
rede de postos, tanto por esforço orgânico quanto pela incorporação de ativos.
Nos investimentos vinculados à atividade da Liquigás, destaca-se o Projeto Rio, com um
montante previsto para 2008 da ordem de R$ 35,5 milhões. Em linhas gerais, esse projeto
prevê a construção de um centro operativo, compra de botijões e veículos no Estado do
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Data-Base - 31/12/2007
Rio de Janeiro, terceiro maior mercado consumidor de GLP do País, objetivando
aumentar a participação da Liquigás no mercado através de processos e práticas
inovadoras.
ATUAÇÃO INTERNACIONAL
Na atuação internacional, a Petrobras prevê investir US$ 3,2 bilhões, dos quais, 32% nos
Estados Unidos, 30% na América Latina, 19% na África, e os 19% restantes nos demais
países. Do total a ser investido, a prioridade é no segmento de Exploração e Produção,
com cerca de 66% do total a ser aplicado, seguido pelo segmento de Refino, com 27% de
participação.
Os Estados Unidos serão o principal foco dos investimentos da área internacional no
próximo ano. Além dos vultosos investimentos em exploração e produção no Golfo do
México, destaca-se o projeto de ampliação da refinaria de Pasadena, no Texas.
A Petrobras continuará com uma forte presença na América Latina, onde serão aplicados
US$ 960 milhões na consolidação de seus diversos negócios nas áreas de exploração e
produção, refino, distribuição e gás e energia.
O incremento de diversas frentes de atuação e a diversificação do portfólio da área
internacional busca trazer maior sustentabilidade para os investimentos da Petrobras no
exterior, conforme previsto em seu Plano Estratégico 2020. Hoje a Petrobras está
presente em negócios em mais de 20 países, entre os quais se destacam Angola,
Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, Estados Unidos, Irã, Líbia, México, Moçambique,
Nigéria, Paraguai, Peru, Uruguai, Tanzânia, Turquia e Venezuela.
O Plano Estratégico 2020 prevê um vigoroso crescimento no exterior. Diante disso e para
atingir os mais altos padrões de competitividade e rentabilidade, a Companhia está
implantando o Programa de Processos de Integração Internacional – Proani – que tem
como propósito gerar um modelo único de gestão no exterior, alinhado com a corporação,
que permita aumentar a velocidade operativa para fazer negócios, compartilhar
informação, e desenvolver o capital humano. Após a primeira fase de implantação,
ocorrida na unidade da Argentina, em julho de 2007, o programa deverá continuar nas
demais unidades do exterior.
Terão prosseguimento os investimentos para abertura de novas frentes de atuação, nas
áreas de saúde, meio ambiente e segurança operacional, na integração de práticas e
processos, em tecnologia da informação e telecomunicações e na valorização da marca,
entre outros.
PESQUISA E DESENVOLVIMENTO
A Petrobras deverá investir cerca de R$ 1,6 bilhão em pesquisa e desenvolvimento,
indicando um crescimento de R$ 100 milhões em relação ao ano de 2007.
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Data-Base - 31/12/2007
Exploração e Produção
- Grande esforço será aplicado no desenvolvimento de tecnologias complementares
necessárias para viabilizar a apropriação de reservas e desenvolvimento da produção da
nova fronteira geológica pré-sal.
Gás e Energia
- A Companhia continuará, em 2008, direcionando recursos para a área de produção de
biocombustíveis, visando à consolidação da tecnologia de produção de biodiesel e o
projeto básico da primeira unidade industrial. O avanço dos testes em planta-piloto da
tecnologia de produção de etanol a partir de resíduo de biomassa possibilitará um
expressivo aumento da produção de etanol por hectare plantado de cana-de-açúcar.
- Outro segmento de pesquisa que terá continuidade é o desenvolvimento de tecnologia
que permite gerar diesel limpo, sem enxofre ou aromáticos e de alta performance, a partir
de biomassa. Este diesel, totalmente de origem vegetal, permite utilizar como matéria-prima
os rejeitos da indústria do álcool (palha, bagaço), da mamona, da castanha de caju
e similares, chamados de biocombustíveis de segunda geração. Uma planta-piloto deverá
entrar em operação no início de 2009.
- Na área ambiental, será iniciado o primeiro projeto da Petrobras de seqüestro de
carbono por intermédio da captura e armazenamento geológico de CO2, a ser realizado
no Recôncavo Baiano. Esta tecnologia contribuirá para a mitigação de mudanças
climáticas.
- Serão também aplicados recursos em projetos de desenvolvimento de tecnologias
inovadoras para transporte do gás associado, produzido junto com o petróleo nas
plataformas da Petrobras.
ABASTECIMENTO
- Ampliação da utilização da tecnologia HBIO (produção de óleo diesel a partir do
processamento de óleo vegetal) para as refinarias REDUC (RJ), REVAP (SP) e RPBC
(SP). Serão também realizados testes com a utilização de óleo vegetal de outras origens
que não o óleo de soja empregado atualmente.
- Está prevista para junho de 2008 a partida operacional do Núcleo Experimental
CENPES/LUBNOR de biolubrificantes, no Ceará, permitindo o ingresso da Petrobras no
novo mercado de biolubrificantes básicos de origem vegetal.
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Data-Base - 31/12/2007
14.02 - INFORMAÇÕES RECOMENDÁVEIS, MAS NÃO OBRIGATÓRIAS
Reservas Provadas da Petrobras em 2007
A Petrobras comunica o volume de suas reservas provadas de petróleo e gás natural no
Brasil e no exterior, apuradas no final de 2007 segundo os critérios da Society of
Petroleum Engineers – SPE e da Securities and Exchange Commission – SEC.
Reservas Provadas no Brasil:
Em 31 de dezembro de 2007 as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural
nos campos sob concessão da Petrobras no Brasil atingiram 13,920 bilhões de barris de
óleo equivalente (boe), segundo o critério ANP/SPE, representando um aumento de
1,2% em relação a 2006.
Reserva Provada - SPE Volume %
Óleo + Condensado (bilhões de bbl) 11,802 85
Gás Natural (bilhões de m3) 336,715 15
Óleo Equivalente (bilhões de boe) 13,920 100
Durante o ano de 2007, foram apropriados 875 milhões de boe às Reservas Provadas,
contra uma produção acumulada de 708 milhões de boe, conforme desdobramento
mostrado a seguir:
Composição da Reserva Provada - SPE Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2006 13,753
B) Apropriações de Reserva Provada em 2007 0,875
C) Produção Acumulada em 2007 0,708
D) Variação Anual (B - C) 0,167
E) Reserva Provada em dezembro /2007 (A + D) 13,920
Para cada barril de óleo equivalente extraído em 2007, foi apropriado 1,236 barril de óleo
equivalente, resultando no Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 123,6%. Por este
mesmo critério a relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 19,6 anos.
Em 2007 ocorreram 53 notificações de descobertas, em terra e na plataforma continental,
sendo que algumas dessas descobertas já tiveram a sua declaração de comercialidade
em 2007. Além dessas, 24 áreas entraram em fase de avaliação de descoberta, entre
elas a área de Tupi, na Bacia de Santos – ainda sem declaração de comercialidade.
Entre os principais eventos de declaração de comercialidade em 2007, estão:
- Descobertas em blocos exploratórios – Xerelete na Bacia de Campos; Guanambi na
Bacia do Recôncavo Terra; Biguá, Cancã e Jacupemba, na Bacia do Espírito Santo
Terra; e Japuaçu na Bacia de Alagoas Terra.
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- Descobertas em blocos exploratórios incorporados a campos de produção já existentes
– Fazenda São Rafael e Tabuiaiá na Unidade de Negócio de Exploração e Produção
do Espírito Santo - UN-ES .
- Descobertas de novas acumulações em campos de produção já existentes – Marlim
Sul na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Rio de Janeiro - UN-RIO;
Baleia Azul, Baleia Franca, Cachalote, Golfinho e Jubarte na Unidade de Negócio de
Exploração e Produção do Espírito Santo - UN-ES; Canto do Amaro, Guamaré e
Macau na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Rio Grande do Norte e
Ceará - UN-RNCE
- Revisões em campos existentes em 2007 - principalmente em Roncador e Albacora
Leste na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Rio de Janeiro - UN-RIO;
Carapeba, Marlim e Congro na Unidade de Negócio de Exploração e Produção da
Bacia de Campos - UN-BC; Mexilhão na Unidade de Negócio de Exploração e
Produção da Bacia de Santos - UN-BS e Manati na Unidade de Negócio de Exploração
e Produção da Bahia - UN-BA.
Segundo o critério SEC, as Reservas Provadas no Brasil, em 31 de dezembro de 2007,
foram de 10,818 bilhões de boe, representando o aumento de 2,3% em relação a 2006.
(10,573 bilhões de boe).
Reserva Provada – critério SEC Volume %
Durante o ano de 2007, segundo o critério adotado pela SEC, foram apropriados 953
milhões de boe de Reservas Provadas contra a produção de 708 milhões de boe, o que
corresponde a um Índice de Reposição de Reservas – IRR de 134,6 %, ou seja, para
cada barril de óleo equivalente produzido, apropriamos 1,346 barril. Em conseqüência a
relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 15,3 anos.
Composição da Reserva Provada - SEC Volume (bilhões de boe)
As principais diferenças entre as estimativas SEC e ANP/SPE, são devidas às distintas
características dos critérios (prazo de concessão e reservas de gás), e a não
contabilização de projetos em estágio inicial de concepção para desenvolvimento da
produção.
Reservas Provadas Internacionais:
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Data-Base - 31/12/2007
Em 31 de dezembro de 2007, segundo o critério SPE, as Reservas Provadas de óleo,
condensado e gás natural nos campos sob concessão da Petrobras, no exterior, atingiram
1,090 bilhão de barris de óleo equivalente (boe), representando um decréscimo de 14,2%,
em relação a 2006.
Reserva Provada - SPE Volume %
Durante o ano de 2007, a apropriação de reservas provadas foi suplantada pela produção
do período aliada à revisão dos contratos existentes na Bolívia, e revisões técnicas
ocorridas no Equador e nos Estados Unidos, resultando na redução de reservas de 180
milhões de boe, conforme demonstrado a seguir:
B) Apropriações de Reserva Provada em 2007 (0,094)
D) Variação Anual (B - C) (0,180)
De acordo com o critério SPE a relação Reserva/Produção (R/P) na área internacional
ficou em 12,7 anos.
Segundo o critério SEC, as Reservas Provadas no exterior, em 31 de dezembro de 2007,
foram de 886 milhões de boe, que representam acréscimo de 0,11% em relação à
estimativa do ano anterior (885 milhões de boe).
Reserva Provada - SEC Volume %
Durante o ano de 2007, a apropriação de reservas provadas, principalmente na Nigéria e
no Peru, suplantou a produção no período conforme demonstrado a seguir:
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Data-Base - 31/12/2007
Por este mesmo critério a relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 10,6 anos.
As principais diferença entre as reservas SPE e SEC são decorrentes de:
· Pelo critério SEC apenas os volumes de gás cobertos por contratos comerciais
vigentes podem ser declarados como reservas provadas, e na Bolívia parte do
volume de gás descoberto não está ainda comercializado.
· Na Nigéria, por causa do estágio de desenvolvimento dos campos descobertos,
apenas uma parcela dos volumes pode ser declarado como reserva pelo critério
SEC.
Reservas Provadas da Petrobras em 2007 (Brasil e Internacional):
Em 31 de dezembro de 2007, as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural
atingiram 15,010 bilhões de boe, uma redução de 0,1% em relação ao ano anterior,
segundo o critério SPE, assim distribuídos:
Reserva Provada - SPE Volume (bilhões de boe) %
Brasil 13,920 93
Internacional 1,090 7
Total 15,010 100
Segundo o critério SPE, durante 2007 foram apropriados 781 milhões de boe às Reservas
Provadas e produzidos 794 milhões de boe o que resultou em na redução de 13 milhões
de boe em relação às reservas de 2006 (15,023 bilhões de boe). Assim, para cada barril
de óleo equivalente produzido em 2007 foi apropriado 0,984 barril de óleo equivalente,
resultando num Índice de Reposição de Reservas – IRR de 98,4%. A relação
Reserva/Produção (R/P) ficou em 18,9 anos.
D) Variação Anual (B - C) (0,013)
As Reservas Provadas segundo o critério da SEC, em 31 de dezembro de 2007,
atingiram 11,704 bilhões de boe assim distribuídos:
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Data-Base - 31/12/2007
Reserva Provada - SEC Volume (bilhões de boe) %
Brasil 10,818 92
Internacional 0,886 8
Total 11,704 100
As Reservas Provadas, em 2007, apresentaram acréscimo de 2,1% em relação ao ano
anterior.
Segundo o critério SEC, durante o ano de 2007 foram apropriados 1,038 milhão de boe às
Reservas Provadas, contra a produção de 792 milhões de boe, o que resultou no
acréscimo de 246 milhões de boe em relação às reservas de 2006 (11,458 bilhões de
boe), correspondendo a um Índice de Reposição de Reservas – IRR de 131,1%, ou seja,
para cada barril de óleo equivalente produzido, foi apropriado 1,311 barril. A relação
Reserva/Produção (R/P) ficou em 14,8 anos.
A Petrobras esclarece que as propriedades das reservas de hidrocarbonetos pertencem
aos seus respectivos Estados Nacionais.
Pagamento da Antecipação de Juros Sobre Capital Próprio
A Petrobras pagará em 23 de janeiro de 2008 a antecipação dos Juros sobre o Capital Próprio, aos
detentores de ações ordinárias ou preferenciais de emissão da Petrobras, na data base de 17 de
agosto de 2007, conforme Fato Relevante divulgado ao mercado em 25 de julho de 2007, de
acordo com o quadro abaixo:
Valores em Reais
por ação ON ou PN
Juros sobre o Capital Próprio 0,5000
Atualização pela Taxa Selic 0,0034
Valor Total Bruto 0,5034
Sobre o valor de R$ 0,50 dos juros sobre o capital próprio incidirá 15% de imposto de renda, e
sobre o valor de R$ 0,0034, correspondente à atualização pela taxa Selic, de 31/12/2007 até
23/01/2008, terá incidência de imposto de renda à alíquota de 22,5%. As retenções de Imposto de
Renda, mencionadas acima, NÃO serão aplicadas aos acionistas imunes e isentos.
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Data-Base - 31/12/2007
Essa antecipação de juros sobre o capital próprio será descontada da remuneração a ser
distribuída relativa ao encerramento do exercício social de 2007.
Descoberta de uma importante jazida de Gás e Condensado no Pré-Sal
O consórcio formado pela Petrobras (80% - Operadora) e Galp Energia (20%) para exploração do
bloco BM-S-24, em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, informa que o poço 1-BRSA-559-
RJS (1-RJS-652) comprovou a ocorrência de uma grande jazida de Gás Natural e Condensado no
pré-sal da Bacia de Santos. Este poço pioneiro, denominado Júpiter, está a uma profundidade final
de 5.252 metros, estando localizado a 290 km da costa do estado do Rio de Janeiro e a 37 km a
leste da área do Tupi, em lâmina d’água de 2.187 m.
A descoberta foi comunicada hoje à ANP, e está localizada em reservatórios com profundidade de
cerca de 5.100 metros. A espessura do intervalo portador de hidrocarbonetos é de mais de 120
metros, sendo que a área desta estrutura pode ter dimensões similares às de Tupi.
O Consórcio dará continuidade às atividades e investimentos necessários para a verificação das
dimensões desta nova jazida, assim como das características dos reservatórios portadores de Gás
Natural e Condensado, através da proposição de um Plano de Avaliação de Descoberta, o qual
está sendo elaborado e será encaminhado a ANP, conforme previsto no Contrato de Concessão.
FATO RELEVANTE
Braskem S.A. (“Braskem”), Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras (“Petrobras”) e Ultrapar
Participações S.A. (“Ultrapar”), vêm a público, na forma e para os fins da Instrução CVM nº
358/02, informar que a Ultrapar, no papel de comissária e em cumprimento ao Acordo de
Investimentos celebrado entre Braskem, Petrobras e Ultrapar, conforme divulgado no fato relevante
de 19 de março de 2007, transferiu os ativos petroquímicos das Empresas Ipiranga à Braskem e à
Petrobras.
Os ativos petroquímicos transferidos são representados pela participação indireta detida pela
Ultrapar na Ipiranga Química S.A. (“IQ”), a qual foi transferida para a Braskem e para a Petrobras,
nas proporções de 60% e 40% do capital votante e total da IQ, respectivamente.
A IQ é detentora de 100% do capital votante e total da Ipiranga Petroquímica S.A., a qual detém
39,2% do capital votante e total da Copesul – Companhia Petroquímica do Sul.
Mudanças na Diretoria Executiva
A Petrobras comunica que, nos termos do Art. 20 do seu Estatuto Social, o Conselho de
Administração nomeou a Sr. Jorge Luiz Zelada como Diretor Internacional, em substituição ao Sr.
Nestor Cuñat Cerveró.
Zelada, é Engenheiro Eletrônico e integra o quadro de profissionais de nível superior da Petrobras
desde janeiro de 1980, onde começou como engenheiro de instrumentação no Grupo Executivo
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Data-Base - 31/12/2007
para Desenvolvimento da Bacia de Campos – Gecan, atuando nos projetos das primeiras
plataformas para aquela bacia.
Sua última função na Companhia, que exerce desde fevereiro de 2003, foi a de Gerente Geral de
Implementação de Empreendimentos de Exploração e Produção e Transporte Marítimo da Área de
Engenharia, órgão responsável pela construção de plataformas de produção. Exerceu ainda outras
funções de gerência nas áreas de engenharia e de perfuração. Na Petrobras Distribuidora Jorge
Zelada foi Gerente de Desenvolvimento de Projetos de Soluções Energéticas, responsável pela
implementação de projetos de energia para clientes e de usinas termelétricas do Programa
Emergencial do Governo Federal. Formado pela Universidade Federal do Rio de Janeiro UFRJ,
Zelada realizou diversos cursos nas áreas técnica e gerencial.
Adicionalmente informamos que, o Conselho de Administração da BR Distribuidora, reunido nesta
data, nomeou o Sr. Nestor Cuñat Cerveró para a Diretoria Financeira da BR Distribuidora e o Sr.
Andurte de Barros Duarte Filho foi nomeado como Diretor de Mercado Consumidor da Petrobras
Distribuidora.
O engenheiro químico Nestor Cerveró, é profissional dos quadros da Petrobras desde 1975, onde
começou no setor de refino. Foi Assessor da Presidência para Desenvolvimento de Novos
Negócios e, na área de Gás e Energia, foi diretor gerente e Gerente de Termelétricas na
Superintendência de Participações.
O Sr. Andurte é engenheiro mecânico, formado pelo Instituto Militar de Engenharia – IME, como
MBA Executivo em Administração pela Coppead – UFRJ e Programa de Gestão Avançada na
INSEAD – França. O Sr. Andurte é funcionário de carreira da Petrobras desde 1982 e era o
Gerente Executivo de Grandes Consumidores da BR Distribuidora.
Desdobramento de ações
O Conselho de Administração aprovou o envio da Proposta de Desdobramento de Ações
de emissão da Petrobras, para ser deliberada pela Assembléia Geral Extraordinária
(AGE) dos Acionistas, a ser convocada para o dia 24/03/2008. A data efetiva do
desdobramento, que será deliberada na referida assembléia, será oportunamente
informada ao mercado.
Se aprovada esta proposta na AGE, cada ação atual, tanto ordinária quanto preferencial
passará a ser representada por duas ações pós-desdobramento. Conseqüentemente, o
capital social da PETROBRAS será composto de 8.774.076.740 (oito bilhões, setecentos
e setenta e quatro milhões, setenta e seis mil e setecentas e quarenta) ações sem valor
nominal, sendo 5.073.347.344 (cinco bilhões, setenta e três milhões, trezentos e quarenta
e sete mil e trezentas e quarenta e quatro) ações ordinárias e 3.700.729.396 (três bilhões,
setecentos milhões, setecentos e vinte e nove mil e trezentas e noventa e seis) ações
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Data-Base - 31/12/2007
preferenciais. Portanto os acionistas receberão 1 (uma) ação nova para cada ação
possuída da mesma espécie.
Para os investidores detentores de Certificados Americanos de Depósitos – American
Depository Receipt - (ADR) após aprovação do desdobramento das ações será mantida a
relação de troca de duas ações para cada ADR da Petrobras negociado na New York
Stock Exchange (Nyse).
Com o desdobramento das ações não está sendo proposta nenhuma alteração no valor
do capital social.
O objetivo do desdobramento é facilitar ao pequeno investidor a comprar ações da
Petrobras e conseqüentemente ampliar a base de acionistas. Demonstra também a
confiança da Companhia em seus resultados futuros.
Criação de empresa de Biocombustíveis
A Petrobras comunica que o Conselho de Administração aprovou a criação de uma
empresa, subsidiária integral da Petrobras, para conduzir as atividades de
Biocombustíveis. Atualmente, essas atribuições estão dispersas em diversas áreas da
Companhia e subsidiárias, o que dificulta a gestão.
A nova empresa absorverá a produção de etanol (CBios), a aquisição de insumos e
processamento de biodiesel, hoje executadas diretamente pela Petrobras, além dos
investimentos futuros. A criação dessa empresa tem por objetivo coordenar todas as
atividades da cadeia produtiva de biocombustíveis com atuação no Brasil e no exterior.
A comercialização e logística, de etanol e biodiesel no Brasil e exterior será mantida na
área de Abastecimento.
O Plano Estratégico da Companhia estabelece a atuação global, na comercialização e
logística de biocombustíveis, liderando a produção nacional de biodiesel e ampliando a
participação no negócio etanol, com previsão de investimento de US$ 1,5 bilhão até 2012.
Esclarecimentos sobre o Desdobramento de Ações
A Petrobras esclarece que:
a) a data prevista para o crédito das ações provenientes do desdobramento será a do
encerramento das negociações de 25/04/2008, portanto a data ex-direitos será a de
28/04/2008; e
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Data-Base - 31/12/2007
b) as ações advindas do desdobramento participarão em igualdade de condições a todos
os benefícios, inclusive a dividendos e eventuais remunerações de capital, que vierem a
ser distribuídos pela Petrobras.
Petrobras arremata 22 blocos em leilão do Golfo do México americano
A Petrobras comunica que arrematou 22 blocos no leilão (Lease Sale 206) promovido
nesta quarta-feira, 19 de março, pelo Minerals Management Service (MMS), órgão
regulador dos Estados Unidos para atividades marítimas. A Companhia ficou posicionada
entre os principais vencedores, com um investimento total de US$ 178,9 milhões.
O leilão, que contou com a participação de 78 companhias de óleo e gás, teve como foco
a região central e leste do Golfo do México. Em 11 dos 22 blocos que arrematou, a
Petrobras assegurou 100% de participação e a condição de operadora. Os demais foram
arrematados em parceria com a americana Devon Energy, todos com participação de
50% de cada empresa. Quatro destes serão operados pela Petrobras, e sete pela sócia.
A exemplo do leilão ocorrido em outubro de 2007, quando arrematou 26 blocos, a
Petrobras adotou a estratégia de concentrar as ofertas nas águas profundas e
ultraprofundas. A Companhia ampliou a sua posição nessas áreas, que são o foco de
suas atividades no Golfo do México – com destaque para os quadrantes Walker Ridge,
Mississipi Canyon, Green Canyon, Keathley Canyon e Atwater Valley.
No momento em que as novas concessões forem confirmadas pelo MMS, a carteira de
projetos exploratórios de águas profundas e ultraprofundas totalizará 221 blocos, dos
quais 157 operados pela Petrobras.
A participação no Lease Sale 206 está alinhada às demandas do Plano Estratégico da
Petrobras, que prevê um crescimento internacional com investimentos em áreas
prioritárias, entre as quais o setor americano do Golfo do México. Assim, a Companhia
reforça a sua posição como uma das líderes na exploração em águas profundas e
ultraprofundas na região.
A Petrobras tem participações em quatro das mais importantes descobertas nos
reservatórios do Terciário Inferior, nos campos de Cascade, Chinook, Saint Malo e
Stones, localizados no Quadrante Walker Ridge.
Os campos de Cascade e Chinook, atualmente em fase de desenvolvimento da produção
e de construção das instalações, são operados pela Petrobras, que será a empresa
pioneira tanto na produção nos reservatórios do Terciário Inferior em águas
ultraprofundas, quanto na utilização de uma plataforma do tipo FPSO (Floating
Production, Storage and Offloading). O início da produção em Cascade e Chinook está
estimado para junho de 2010.
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Data-Base - 31/12/2007
O plano de investimentos da Petrobras nos Estados Unidos, para o período 2008-2012,
prevê um total de US$ 4,9 bilhões a serem aplicados nas atividades de exploração,
produção e refino.
Pagamento da Antecipação de Juros Sobre Capital Próprio
A Petrobras comunica aos senhores acionistas que pagará, em 31 de março de 2008, 2ª parcela
de Juros sobre o Capital Próprio aos acionistas detentores de ações ordinárias ou preferenciais na
data base de 05 de outubro de 2007, conforme Fato Relevante divulgado ao mercado em 21 de
setembro de 2007, de acordo com o quadro abaixo:
Valores em Reais
por ação ON ou PN
Sobre o valor de R$ 0,50 dos juros sobre o capital próprio incidirá a taxa de 15% de imposto de
renda, e sobre o valor de R$ 0,0130, correspondente à atualização pela taxa Selic, de 31/12/2007
até 31/03/2008, terá incidência de imposto de renda à alíquota de 22,5%. As retenções de Imposto
de Renda, mencionadas acima, NÃO serão aplicadas aos acionistas imunes e isentos.
Essa parcela de juros sobre o capital próprio será descontada da remuneração a ser distribuída
relativa ao encerramento do exercício social de 2007.
Petrobras e PDVSA assinam contrato de
associação na Refinaria Abreu e Lima
A Petrobras comunica que assinou com a companhia estatal venezuelana de petróleo - PDVSA,
nesta quarta-feira, dia 26, contrato que estabelece as bases para a sociedade das duas empresas
na Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco.
O acordo determina os termos da constituição da sociedade, inclusive participação acionária,
definida em 60% da Petrobras e 40% da PDVSA. Também estabelece o prazo para futura
celebração do Estatuto Social e do Acordo de Acionistas. Os termos do contrato estão protegidos
por acordo de confidencialidade.
A Refinaria Abreu e Lima é um investimento de US$ 4,05 bilhões e terá capacidade para processar
200 mil barris de petróleo pesado por dia, 50% do Brasil (Marlim) e 50% da Venezuela.
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Data-Base - 31/12/2007
O início de operação da refinaria está previsto para o segundo semestre de 2010, atingindo a carga
plena em 2011. Cerca de 65% dos derivados ali produzidos serão de óleo diesel, o derivado de
maior consumo no País. Também serão produzidos gás de cozinha (GLP), nafta petroquímica e
coque - combustível sólido com aplicação na siderurgia, indústria cimenteira, térmicas e indústria
do alumínio.
A Petrobras prosseguirá com seus estudos sobre a opção de participação societária de até 10% no
projeto de exploração e produção de petróleo pesado no campo de Carabobo 1, na Faixa do
Orinoco, no qual a PDVSA terá participação acionária não inferior a 60%. Os estudos prosseguirão
até a conclusão da licitação, anunciada pela PDVSA, dos 30% restantes de participação.
DELIBERAÇÕES DAS ASSEMBLÉIAS
GERAIS ORDINÁRIA E EXTRAORDINÁRIA DA PETROBRAS
Os acionistas da Petrobras, reunidos em Assembléias Gerais Ordinária e Extraordinária, realizadas
dia 4 de abril, às 15 horas, no auditório do Edifício-Sede da Companhia, no Rio de Janeiro (RJ)
aprovaram o Relatório da Administração e as Demonstrações Contábeis do exercício de 2007, o
Orçamento de Capital para 2008, a destinação dos resultados do ano passado e o aumento de
capital social da companhia. A Assembléia elegeu os membros do Conselho de Administração e do
Conselho Fiscal. Para presidente do Conselho de Administração foi eleita a Srª. Dilma Vana
Rousseff.
Foi provado também o Orçamento de Capital, relativo ao exercício de 2008, no valor de R$
39.745.147.567,00. Do total dos investimentos, 55% destinam-se à Área de Exploração &
Produção, 32% à Área de Abastecimento, 9% à Área de Gás & Energia e 4% às outras áreas de
negócio.
Destinação dos resultados
A Assembléia Ordinária aprovou ainda a destinação do resultado do exercício de 2007, no
montante de R$ 22,03 bilhões, conforme proposta da administração da Companhia e Parecer da
Secretaria do Tesouro Nacional, que terá as destinações abaixo especificadas.
Destinação 2007 (em mil R$)
Resultado antes das participações 22.873.103
(-) Participação de empregados (844.412)
Lucro líquido do exercício 22.028.691
( -) Reserva legal (5%) (1.101.435)
(+) Reversões / Adições 4.903
(=) Lucro líquido ajustado 20.932.159
Dividendos propostos – 31,44% (31,27% em 2006) 6.580.557
Juros sobre o Capital Próprio 6.361.205
Dividendos 219.352
Reserva de retenção de lucros 14.088.380
Reserva estatutária 263.222
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Data-Base - 31/12/2007
Conselho de Administração e Conselho Fiscal
Para o Conselho de Administração, como representantes do acionista controlador foram eleitos
Dilma Vana Rousseff, Silas Rondeau Cavalcanti Silva, Guido Mantega, José Sergio Gabrielli de
Azevedo, Francisco Roberto de Albuquerque, Arthur Antonio Sendas e Luciano Galvão Coutinho.
Como representante dos acionistas minoritários detentores de ações ordinárias foi eleito Fabio
Colletti Barbosa. Os acionistas detentores de ações preferenciais elegeram, para representá-los no
Conselho de Administração da Empresa, Jorge Gerdau Johannpeter.
Foram eleitos também os membros do Conselho Fiscal e seus respectivos suplentes. Como
representantes da União Federal foram eleitos Marcus Pereira Aucélio – titular e Eduardo Coutinho
Guerra como suplente; Túlio Luiz Zamim – titular e o Ricardo de Paula Monteiro como suplente; e
César Acosta Rach – titular e o Edson Freitas de Oliveira como suplente.
Para representante dos Acionistas Minoritários Detentores de Ações Ordinárias foram eleitos
Nelson Rocha Augusto – titular e Maria Auxiliadora Alves da Silva, suplente.
Os detentores de ações preferenciais elegeram como seu representante no Conselho Fiscal da
Companhia Maria Lúcia De Oliveira Falcón – titular e Celso Barreto Neto, suplente.
Remuneração dos administradores e do conselho fiscal
A Assembléia Ordinária também aprovou a remuneração global dos administradores e dos
membros efetivos do Conselho Fiscal no total de R$ 9.812.750,00 (nove milhões, oitocentos e doze
mil e setecentos e cinqüenta reais), no período compreendido entre abril de 2008 e março de 2009,
aí incluídos, no caso da Diretoria Executiva, honorários mensais, gratificação de férias, gratificação
de natal (13º salário) bem como de participação nos lucros, na forma dos artigos 41 e 56 do
Estatuto Social.
Assembléia Geral Extraordinária
A Assembléia Geral Extraordinária aprovou o Aumento do Capital Social por incorporação de parte
de reservas de lucros, no montante de R$ 26 bilhões 323 milhões, elevando de R$ 52 bilhões 644
milhões para R$ 78 bilhões 967 milhões, sem modificação do número de ações ordinárias e
preferenciais, na forma do artigo 40, inciso III, do Estatuto da Companhia, e a conseqüente
alteração na redação do artigo 4º do mencionado Estatuto.
Criação da Gerência Executiva de Pré-Sal
O Conselho de Administração aprovou a criação da Gerência Executiva de Pré-Sal, cuja
atribuição será a de coordenar matricialmente todas as atividades de Exploração e
Produção na área de pré-sal. A Gerência Executiva de Pré-Sal será subordinada à
Diretoria de Exploração e Produção da Petrobras.
A nova Gerência Executiva de Pré-Sal terá como responsabilidade principal nos próximos
três anos a coordenação dos planos de avaliação que já estão em andamento na Diretoria
de Exploração e Produção, assim como a implantação do Teste de Longa Duração (TLD)
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Data-Base - 31/12/2007
e do primeiro piloto de produção na acumulação de Tupi, previstos, respectivamente, para
2009 e 2010.
O conselho de administração também manteve a composição atual da diretoria e
presidência da empresa para os próximos três anos, a contar de abril de 2008.
Esclarecimentos sobre BM-S-9
Sobre a notícia veiculada na agência Reuters, em 14/04/2008, na qual consta, entre
outras informações, que: “o diretor geral da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis, Haroldo Lima, disse que informações “oficiosas” da Petrobras avaliaram
que o campo Carioca, na bacia de Santos, teria reserva cinco vezes maior do que o
campo de Tupi; segundo Lima, o campo teria reservas em torno de 33 bilhões de barris
de óleo equivalente (petróleo e gás)”, esclarece que:
O consórcio formado pela Petrobras (45% - Operadora), BG (30%) e Repsol YPF Brasil
(25%) continua seguindo o programa exploratório do Bloco BM-S-9 na Bacia de Santos. O
Bloco é composto por duas áreas exploratórias. Na maior delas foi perfurado o primeiro
poço 1-BRSA-491-SPS (1-SPS-50) que resultou na descoberta anunciada em 05 de
setembro de 2007. Na ocasião foi informado ao mercado que são necessários novos
investimentos que contemplariam a perfuração de novos poços e cujo Plano de Avaliação
está em fase final de elaboração e deve ser protocolado na ANP nos próximos dias.
Seguindo o cronograma normal de exploração, a Companhia iniciou em 22 de março de
2008 a perfuração do segundo poço, o 1-BRSA-594-SPS (1-SPS-55), situado na área
menor do bloco, mas que até o momento não atingiu a camada do pré-sal. A continuidade
das atividades exploratórias inclui a perfuração de novos poços, teste de formação de
longa duração e novos estudos geológicos para comprovar a abrangência da descoberta.
Dados mais conclusivos sobre a potencialidade da descoberta somente serão conhecidos
após a conclusão das demais fases do processo de avaliação, e serão informados ao
mercado oportunamente.
Pagamento da 3ª parcela de Juros Sobre Capital Próprio
A Petrobras comunica aos senhores acionistas que pagará, em 30 de abril de 2008, 3ª
parcela de Juros sobre o Capital Próprio aos acionistas detentores de ações ordinárias ou
preferenciais na data base de 11 de janeiro de 2008, conforme Fato Relevante divulgado
ao mercado em 27 de dezembro de 2007, de acordo com o quadro abaixo:
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Data-Base - 31/12/2007
Valores em Reais
por ação ON ou PN
Sobre o valor de R$ 0,30 dos juros sobre o capital próprio incidirá a taxa de 15% de
imposto de renda, e sobre o valor de R$ 0,0106, correspondente à atualização pela taxa
Selic, de 31/12/2007 até 30/04/2008, terá incidência de imposto de renda à alíquota de
22,5%. As retenções de Imposto de Renda, mencionadas acima, NÃO serão aplicadas
aos acionistas imunes e isentos.
Essa parcela de juros sobre o capital próprio será descontada da remuneração final
relativa ao encerramento do exercício social de 2007.
Reajuste nos preços de Gasolina e Diesel
A Petrobras informa o reajuste nos preços dos derivados abaixo listados, nas refinarias, a
vigorar a partir de zero hora do dia 2 de maio de 2008:
Reajuste nos preços de realização: sem CIDE, PIS/Cofins e ICMS
Gasolina 10 %
Diesel 15 %
Os preços da gasolina e do diesel sobre os quais incide o reajuste ora anunciado não
incluem os tributos federais CIDE e PIS/Cofins e o tributo estadual ICMS.
Esse reajuste foi definido pela Companhia levando em consideração um novo patamar
internacional de preço do petróleo, em uma perspectiva de médio e longo prazos, e está
em linha com as premissas definidas no Plano Estratégico da Petrobras de manter
parametrizados os preços dos derivados ao mercado internacional.
É com a remuneração recebida pela venda de seus produtos que a Petrobras viabiliza o
seu programa de investimentos, o que possibilita a descoberta de mais petróleo e gás, a
construção e operação de novas unidades industriais e a condução de uma rede de
transporte e logística que vem garantindo o abastecimento nacional de derivados e o
retorno dos investimentos para os acionistas da Companhia.
02/07/2008 14:55:25 Pág: 114

Data-Base - 31/12/2007
Contratação de unidades de perfuração
A Petrobras confirmou a intenção de contratar 40 navios-sonda e plataformas de
perfuração semi-submersíveis para operar em águas profundas e ultra-profundas. O plano
prevê a construção e o recebimento das 40 novas unidades até 2017, com prioridade de
construção no Brasil.
Neste momento está em andamento licitação para o afretamento de 24 embarcações de
apoio às atividades de exploração e produção. Outras 122 embarcações de apoio serão
licitadas no decorrer dos próximos seis anos. As 146 embarcações de apoio serão
construídas no Brasil.
Os investimentos previstos atendem às necessidades da carteira exploratória e de
desenvolvimento da produção da Petrobras e estão alinhados ao Planejamento
Estratégico da Companhia no que se refere ao crescimento da produção de petróleo e
gás natural.
Descoberta de Nova Acumulação de Óleo no Pré-Sal da Bacia de Santos
O consórcio formado pela Petrobras (66%), operadora do Consórcio do bloco BM-S-8,
com participação da Shell (20%) e Galp Energia (14%), em águas ultra profundas da
Bacia de Santos, comprovou a presença de óleo nos reservatórios do pré-sal, através do
poço 1-BRSA-532A-SPS (1-SPS-52A). Análises preliminares indicam que a densidade do
óleo está entre 25 e 28 ºAPI, comparável ao dos outros óleos do pré-sal da Bacia de
Santos.
O poço pioneiro está localizado a cerca de 250 km da costa do Estado de São Paulo, em
lâmina d’água de 2.139 metros (figura abaixo), tendo sido concluído em 18/05/08, na
profundidade de 6.773 metros.
A descoberta foi comprovada pela análise de amostras de óleo por teste de formação em
reservatórios situados a cerca de 6.000 metros de profundidade.
O Consórcio está preparando um Plano de Avaliação de Descoberta a ser encaminhado a
ANP, conforme previsto no Contrato de Concessão, dando continuidade às atividades e
investimentos no bloco BM-S-8.
Petrobras participa de descoberta em águas ultraprofundas
no Golfo do México
Em 26 de maio de 2008 a Petrobras comunicou a descoberta de hidrocarbonetos em
águas ultra profundas do Golfo do México Central, nos Estados Unidos, através de sua
subsidiária Petrobras America Inc., baseada em Houston, Texas.
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Data-Base - 31/12/2007
O poço Stones nº 3 foi perfurado com o objetivo exploratório de avaliação da descoberta
de Stones, operada pela Shell e localizada no Bloco WR 508, em águas ultra profundas,
no Quadrante Walker Ridge. A Petrobras America Inc tem uma participação de 25% e os
demais parceiros são a Shell, a Marathon e a ENI, com 35%, 25% e 15%,
respectivamente.
O poço Stones nº 3 está localizado em 2.286 metros de profundidade de água, alcançou
uma profundidade total de 8.960 metros e encontrou óleo em múltiplos reservatórios
arenosos do Terciário Inferior. No momento, as futuras atividades de perfuração e
avaliação estão sendo planejadas, com o propósito de melhor definir o tamanho e a
comercialidade desta descoberta.
Este resultado confirma o potencial para significativas reservas de óleo neste tipo de
reservatórios, desta área do Golfo do México, onde a Petrobras opera os campos de
Cascade e Chinook, ora em fase de desenvolvimento da produção e de construção das
instalações. A Petrobras será a empresa pioneira, quer na produção dos reservatórios do
Terciário Inferior em águas ultra profundas, como na utilização de uma plataforma do tipo
FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), cujo início da produção é estimado
para junho de 2010. Neste mesmo quadrante, a Petrobras também detém a participação
de 25% no campo de Saint Malo, operado pela Chevron, ora em fase de perfuração
exploratória de avaliação e extensão e de estudos para seleção do projeto de
desenvolvimento da produção.
As participações nestas descobertas conferem à Petrobras uma posição diferenciada no
Quadrante Walker Ridge e adjacências e estão alinhadas com o Plano Estratégico da
companhia e representam importantes passos na consolidação de uma carteira de
projetos de Exploração e Produção de qualidade em águas profundas do Golfo do
México.
Standard & Poor´s eleva classificação de risco da Petrobras
Em 28 de maio de 2008 a Petrobras comunicou que a agência de classificação de risco
Standard & Poor´s Ratings Services anunciou hoje a elevação do rating da dívida em
moeda estrangeira da Petrobras e de sua subsidiária integral PfiCo (Petrobras
International Finance Co.) de BBB- para BBB com perspectiva estável. A companhia
encontrava-se em observação com viés positivo, “positive CreditWatch”, desde 30 de abril
de 2008, quando a agência elevou o rating soberano do Brasil para grau de investimento.
Esta elevação reflete a melhoria do ambiente operacional da Petrobras no país e os
preços favoráveis do petróleo no médio prazo. Estes fatores permitem a geração de um
fluxo de caixa compatível com o substancial programa de investimento da companhia.
Além disso, a elevação do rating é reflexo das significativas oportunidades de crescimento
da Petrobras na nova fronteira exploratória na região do Pré-Sal.
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Data-Base - 31/12/2007
A classificação concedida à Petrobras é superior à da República Federativa do Brasil
(atualmente em BBB-), acionista controlador da companhia que detém 55,7% do capital
votante. Para a Standard & Poors, este fator é reflexo de que o perfil de negócios e risco
financeiro da companhia fornece uma perspectiva independente e estável para o novo
rating, além de incorporar a expectativa da agência de que as práticas de governança
corporativa da companhia permanecerão sólidas.
Pagamento de Dividendos e Juros sobre Capital Próprio
Em 29 de maio de 2008 a PETROBRAS comunicou aos senhores acionistas que pagará,
em 03 de junho de 2008, Dividendos e Juros sobre o Capital Próprio aos acionistas
detentores de ações ordinárias ou preferenciais na data base de 04 de abril de 2008, de
acordo com o valor deliberado pela Assembléia Geral Ordinária de acionistas da
Companhia, realizada no dia 04 de abril de 2008, conforme quadro abaixo:
Valores em Reais
por ação ON ou
PN
Dividendos 0,0500
Atualização pela Taxa SELIC 0,0090
Valor total 0,2090
Sobre o valor de R$ 0,15 dos juros sobre o capital próprio incidirá a taxa de 15% de
imposto de renda, e sobre o valor de R$ 0,0090, correspondente à atualização pela taxa
Selic, de 31/12/2007 até 03/06/2008, terá incidência de imposto de renda à alíquota de
22,5%. As retenções de Imposto de Renda, mencionadas acima, NÃO serão aplicadas
aos acionistas imunes e isentos.
Descoberta de importante acumulação de óleo leve em águas rasas
da Bacia de Santos
Em 29 de maio de 2008 a PETROBRAS, na condição de concessionária exclusiva do
bloco BM-S-40, localizado em águas rasas da parte sul da Bacia de Santos, informa que a
perfuração do poço 1-BRSA-607-SPS (1-SPS-56) comprovou a presença de óleo leve em
reservatórios acima da seção salífera. Análises preliminares indicam que a densidade do
óleo é de 36 ºAPI.
Este poço pioneiro está localizado a cerca de 275 Km a sul da cidade de Santos, na costa
do estado de São Paulo, em lâmina d’água de 235 m.
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Data-Base - 31/12/2007
A descoberta foi confirmada através de produção de óleo em teste de formação a poço
revestido, em reservatórios situados a cerca de 2.080 metros de profundidade. O teste
comprovou as altas vazões esperadas para o tipo de reservatório e óleo encontrados,
com um potencial de produção, por poço, estimado de mais de 12.000 barris por dia.
A Petrobras dará continuidade as atividades exploratórias no bloco BM-S-40 conforme
estipulado pelo Contrato de Concessão, através da perfuração de novo poço exploratório
com o mesmo objetivo, com início previsto para Junho de 2008.
Esta descoberta tem grande importância devido ao potencial de produção de um óleo leve
e a localização da jazida em águas rasas no extremo sul da Bacia de Santos.
Contratação de unidades de perfuração
Em 30 de maio de 2008 a PETROBRAS comunicou que, em reunião da Diretoria
Executiva realizada em 29 de maio de 2008, foi aprovada a contratação do afretamento
de 12 unidades de perfuração para utilização em águas ultra-profundas (2.400 metros e
3.000 metros de lâmina de água).
Das 12 unidades a serem contratadas, 10 serão de propriedade de empresas brasileiras
e, por falta de capacidade nos estaleiros brasileiros para construir as unidades de
perfuração, as 12 unidades serão construídas no exterior e entregues para operação, no
máximo, até meados de 2012.
Essas 12 unidades integram a primeira fase do plano de contratação de 40 unidades de
perfuração para operar até 2017, já anunciado. As próximas unidades deverão ser
construídas no Brasil, o que demandará grandes investimentos em infra-estrutura para
permitir que a indústria brasileira tenha capacidade competitiva em preço e qualidade,
fabricando equipamentos de acordo com padrões internacionais exigidos pelas grandes
empresas de óleo e gás.
Os investimentos previstos fazem parte da carteira exploratória e de desenvolvimento da
produção da Petrobras. São parte relevante na execução das ações que vão garantir o
crescimento da produção de petróleo e gás natural prevista no Planejamento Estratégico
da Companhia.
Descontinuidade de Práticas Diferenciadas de
Governança Corporativa Nível 2 pela Suzano Petroquímica
Em 3 de junho de 2008 a PETROBRAS e UNIPAR – União de Indústrias Petroquímicas
S.A., com referência à Suzano Petroquímica S.A. (“Suzano”), comunicaram:
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Data-Base - 31/12/2007
A PETROBRAS e a UNIPAR iniciarão os procedimentos regulamentares e contratuais
necessários para que a Suzano Petroquímica S.A descontinue o exercício de Práticas
Diferenciadas de Governança Corporativa Nível 2 nos termos do regulamento da
Bovespa. As medidas serão tomadas a partir de 25 de junho de 2008, data designada
para a liquidação financeira do Leilão da Oferta Pública de Aquisição de Ações da Suzano
Petroquímica S.A., conforme o Edital de Oferta Pública publicado no dia 12 de maio de
2008 e errata publicada em 13 de maio de 2008.
A Descontinuidade das Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa Nível 2 não
acarretará o cancelamento de registro da Suzano como companhia aberta perante a
Comissão de Valores Mobiliários – CVM, nem tampouco que as ações de sua emissão
deixem de ser negociadas na Bovespa.
Fitch eleva classificação de risco da Petrobras
Em 04 de junho de 2008 a PETROBRAS comunicou que a agência de classificação de
risco Fitch Ratings (“Fitch”) anunciou a elevação do rating da dívida em moeda
estrangeira da Petrobras e de sua subsidiária integral PfiCo (Petrobras International
Finance Co.) de BBB- para BBB com perspectiva estável.
Segundo a Fitch, a elevação da classificação de risco da Petrobras reflete a melhora de
sua performance operacional e financeira assim como o fortalecimento dos fundamentos
macroeconômicos e da política fiscal do Brasil.
O rating atribuído reflete volume significativo de reservas, posição estratégica na indústria,
maior transparência com o mercado e melhores práticas de governança corporativa da
Petrobras, assim como preços favoráveis do petróleo e derivados no mercado
internacional.
Adicionalmente, a agência comenta que o rating é suportado pela liderança e pela
importância estratégica da companhia no mercado brasileiro. Destaca ainda a melhoria do
perfil de crédito da empresa devido ao aproveitamento do ambiente favorável de preços
na implementação de iniciativas que irão garantir o crescimento de longo prazo de
produção e reservas.
Deliberações da Assembléia Geral Extraordinária
A Assembléia Geral Extraordinária, realizada no dia 09 de junho de 2008, às 15 horas, no
auditório do Edifício-Sede da Companhia, na avenida República do Chile nº 65 - 1º andar,
na cidade do Rio de Janeiro (RJ), deliberou e aprovou a alienação do controle da
subsidiária da PETROBRAS, Dapean Participações S.A., através da incorporação por
esta companhia da Fasciatus Participações S.A., operação inserida no âmbito do Acordo
de Investimentos assinado entre a PETROBRAS, a Petrobras Química S.A. –
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Data-Base - 31/12/2007
PETROQUISA e a Unipar – União de Indústrias Petroquímicas S.A., para a criação de
uma Sociedade Petroquímica, conforme fato relevante de 30 de novembro de 2007.
Comunicado
Em 09 de junho de 2008 a PETROBRAS e UNIPAR – UNIÃO DE INDÚSTRIAS
PETROQUÍMICAS S.A., em resposta aos ofícios CVM/SRE/SEP/Nº 80/2008 e
CVM/SRE/Nº 944/2008, apresentam os seguintes esclarecimentos adicionais ao
“Comunicado ao Mercado” divulgado em 03/06/2008:
1. Os procedimentos para descontinuidade da listagem da Suzano Petroquímica S.A.
(“SZPQ”) no segmento de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa Nível 2 da
Bolsa de Valores de São Paulo (“BOVESPA”) estão sujeitos às normas previstas nos itens
11.1 e 11.2 da Seção XI do Regulamento de Práticas Diferenciadas de Governança
Corporativa Nível 2 da BOVESPA, que determinam, necessariamente: (i) a realização de
assembléia geral de acionistas da SZPQ para deliberação sobre referida descontinuidade;
(ii) comunicação por escrito à BOVESPA a respeito da decisão deliberada, com
antecedência prévia de 30 (trinta) dias da data fixada para a descontinuidade da adoção
das Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa Nível 2 da BOVESPA; e (iii) a
realização de oferta pública de aquisição de ações, pelo acionista controlador da SZPQ,
dirigida aos demais acionistas da SZPQ (a “OPA Descontinuidade”).
2. A definição do preço das ações da OPA Descontinuidade dependerá, segundo o
disposto no item 11.2 do Regulamento de Práticas Diferenciadas de Governança
Corporativa Nível 2 da BOVESPA, da elaboração de laudo de avaliação (“Laudo de
Avaliação”) do valor econômico da SZPQ. O referido Laudo de Avaliação deverá ser
elaborado por instituição ou empresa especializada, com experiência comprovada e
independência quanto ao poder de decisão da SZPQ, seus Administradores e/ou
Acionista Controlador, além de satisfazer os requisitos do § 1° do artigo 8°, da Lei nº
6.404/76 (Lei das Sociedades por Ações), aplicando-se, ainda, o disposto no § 6° do
mesmo artigo. A escolha da instituição ou empresa especializada responsável pela
determinação do valor econômico da SZPQ é de competência privativa da sua
assembléia geral, a partir da apresentação de lista tríplice pelo Conselho de
Administração, devendo a respectiva deliberação ser tomada pela maioria dos votos dos
acionistas representantes das ações em circulação presentes naquela assembléia, não se
computando os votos em branco e cabendo a cada ação, independentemente de espécie
ou classe, o direito a um voto. A mencionada Assembléia Geral será instalada em
primeira convocação com a presença de acionistas que representem, no mínimo, 20%
(vinte por cento) do total de ações em circulação e, em segunda convocação, com a
presença de qualquer número de acionistas representantes das ações em circulação. Os
custos de elaboração do laudo de avaliação deverão ser assumidos integralmente pelo
ofertante.
3. Caso o preço a ser praticado na OPA Descontinuidade seja menor que o preço
praticado na OPA Tag Along, os acionistas remanescentes terão direito tão-somente ao
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Data-Base - 31/12/2007
valor praticado na OPA Descontinuidade. Caso o preço da OPA Descontinuidade venha a
ser maior que o preço da OPA Tag Along, com leilão marcado para o dia 20 do corrente
mês, a Petrobras e a Unipar resolveram que a ofertante, aplicando por analogia a alínea
“a” do inciso I, do art. 10 da Instrução CVM nº 361 de 05/03/2002, pagará aos titulares de
ações em circulação da SZPQ que aceitarem a OPA Tag Along, a diferença a maior, se
houver, entre o preço que estes receberem pela venda de suas ações na OPA Tag Along,
atualizado nos termos do instrumento da OPA Tag Along e da legislação em vigor, e
ajustado pelas alterações no número de ações decorrentes de bonificações,
desdobramentos, grupamentos e conversões eventualmente ocorridos, e o preço que
venha a ser devido na OPA Descontinuidade.
Investimento em refino no Nordeste
Em 10 de junho de 2008 a PETROBRAS, comunicou que decidiu implantar no Estado do
Rio Grande Norte sua 12ª refinaria. Essa refinaria terá uma nova planta para a produção
de gasolina e melhoria da qualidade dos demais derivados, como QAV, Diesel e GLP.
Essa nova unidade entrará em produção no ano de 2010.
Foi realizada, na mesma data, ainda, reunião com representantes do Governo de Estado
do Ceará onde a PETROBRAS manifestou a intenção de estudar, em conjunto com o
Estado, a possibilidade de instalação de uma refinaria Premium, com capacidade de 300
mil bpd, com a primeira fase de sua operação prevista para ser iniciada no ano de 2014.
A PETROBRAS e o Governo do Estado do Ceará estudarão os termos de um Memorando
de Entendimentos, a ser firmado no prazo máximo de 120 dias, que estabelecerá as
premissas iniciais para a atuação das Partes na implementação do empreendimento.
Fato Relevante
Em 11 de junho de 2008 a PETROBRAS, UNIPAR – União de Indústrias Petroquímicas
S.A., SUZANO PETROQUÍMICA S.A. (“NP”) e PETROQUÍMICA UNIÃO S.A. (“PQU”),
vêm a público, na forma e para os fins da Instrução CVM nº 358/02, informar que, na
presente data e em continuação ao processo de formação da Sociedade Petroquímica,
anunciada pela Unipar, Petrobras e Petrobras Química S.A. (“Petroquisa”), conforme Fato
Relevante Conjunto de 30/11/2007:
1. A Unipar finalizou a transferência, à sua subsidiária Fasciatus Participações S.A.
(”Fasciatus”), dos seguintes ativos de sua titularidade:
(i) participação na Rio Polímeros S.A. (“Riopol”), representada por
423.965.910 ações ordinárias e 96 ações preferenciais, equivalente a
33,33% do seu capital total;
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Data-Base - 31/12/2007
(ii) participação na PQU, representada por 27.478.451 ações ordinárias e
23.972.650 ações preferenciais, equivalente a 51,35% do seu capital total;
(iii) todos os seus bens e direitos e obrigações da Unipar Divisão Química;
(iv) participação na Polietilenos União S.A. (“PU”), representada por 48.224.949
ações ordinárias, equivalente a 99% do seu capital total; e
(v) R$ 380 milhões, os quais foram utilizados para adquirir, nesta data,
415.224.345 ações ordinárias e 94 ações preferenciais de emissão de
Riopol, ao valor de R$ 0,9152 por ação, sendo que 203.241.390 ações
ordinárias e 46 ações preferenciais adquiridas da SZPQ e 211.982.955
ações ordinárias e 48 ações preferenciais adquiridas da Petroquisa. Em
adição, a SZPQ também alienou, nas mesmas condições, 105.991.512
ações ordinárias da Riopol ao BNDES Participações S.A. – BNDESPAR.
2. A Petroquisa, por sua vez, transferiu à Dapean Participações S.A., empresa sob o
seu controle e da Petrobras, que detêm o controle direto da SZPQ, a participação que
detinha na PQU, representada por 9.135.188 ações ordinárias e 9.135.190 ações
preferenciais, equivalente a 17,44% do seu capital total. Desse modo, a Dapean
Participações S.A. passou a deter 76,6% do capital total da SZPQ e 17,44% do capital
total da PQU.
3. A Fasciatus foi incorporada pela Dapean Participações S.A., que teve sua
denominação alterada para Quattor Participações S.A. (“Quattor Participações”). Com a
incorporação, a Unipar passou a deter 60% do capital votante e total da Quattor
Participações, a Petrobras 31,9% e a Petroquisa 8,1%. Conforme anunciado no Fato
Relevante Conjunto de 30/11/2007, a Unipar deterá o controle da Quattor Participações,
cabendo à Petrobras e à Petroquisa, na qualidade de acionistas minoritárias relevantes,
os direitos previstos no Acordo de Acionistas da Quattor Participações.
4. O Conselho de Administração da Quattor Participações passou a ser composto por
nove membros, sendo seis deles indicados pela Unipar e três pela Petrobras. O novo
Conselho de Administração da Quattor Participações se reuniu nesta data e elegeu uma
nova diretoria.
5. Também nesta data o Conselho de Administração da SZPQ se reuniu e elegeu
uma nova diretoria, além de ter aprovado a convocação de uma assembléia geral para
eleger um novo Conselho de Administração e aprovar a alteração da denominação social
da SZPQ, que deverá passar a ser denominada Quattor Petroquímica S.A.
6. Como resultado da incorporação da Fasciatus pela Quattor Participações, a
estrutura societária das sociedades acima referidas passou a ser a seguinte:
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Data-Base - 31/12/2007
UNIPAR
PETROQUISA
8,1%
QUATTOR
PARTICIPAÇÕES
60%
100%
PETROBRAS
31,9%
Inclui ativos da
Divisão Química
66,0% 68,8%
Polietilenos União Rio Polímeros Petroquímica União
76,6%
Quattor
Petroquímica
9,02% 8,43%
7. Oportunamente e após a obtenção das aprovações necessárias, pretende-se
submeter propostas de incorporação das sociedades controladas pela Quattor
Participações, visando à consolidação dos ativos em uma única sociedade.
8. A Quattor Participações, dentro de 30 dias contados desta data, irá requerer à
Comissão de Valores Mobiliários – CVM o registro de oferta pública de aquisição de
ações de emissão da PQU, com o objetivo de cancelar seu registro de companhia aberta
nos termos do §4, do artigo 4º da Lei nº 6.404/76 e da Instrução CVM nº 361/02. A oferta
será feita pelo preço de R$ 15,2741 por ação, conforme Fato Relevante divulgado pela
PQU em 28/04/2008.
9. A Unipar e a Petrobras acreditam que com as operações realizadas nesta data
estão formando uma empresa petroquímica com escala global e elevada competitividade,
com capacidade de produção, ao final de 2008, de cerca de 1,9 milhão de toneladas de
poliolefinas, integrada a produção de 2,8 milhões de petroquímicos básicos e
intermediários, com localização privilegiada no Mercosul, dada a proximidade de seus
ativos do maior centro de consumo e das principais fontes de matérias primas da região.
10. A operação descrita no presente fato relevante foi informada ao Conselho
Administrativo de Defesa Econômica – CADE e será comunicada à Bolsa de Valores de
São Paulo – Bovespa, à Comissão de Valores Mobiliários – CVM, à U.S. Securities and
Exchange Commission – SEC, à NYSE – New York Stock Exchange, Mercado de Valores
Latinoamericanos da Bolsa de Valores de Madri – Latibex, à Comisión Nacional de
Valores – CNV e à Bolsa de Comercio de Buenos Aires.
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Data-Base - 31/12/2007
11. As administrações da Unipar, da Petrobras, da SZPQ e da PQU continuarão
mantendo o mercado e seus acionistas informados, na forma da legislação vigente.
Descoberta Nova Acumulação de Óleo no Pré-Sal da Bacia de Santos
Em 12 de junho de 2008 a PETROBRAS comunicou que o consórcio formado pela
Petrobras (45% - Operadora), BG Group (30%) e Repsol YPF (25%), para a exploração
do bloco BM-S-9, em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, comprovou a ocorrência
de mais uma jazida de óleo leve, com densidade em torno de 28ºAPI, nos reservatórios
do pré-sal.
O bloco BM-S-9 é composto por duas áreas exploratórias. Na maior delas foi perfurado o
primeiro poço 1-BRSA-491-SPS (1-SPS-50), informalmente chamado de Carioca, que
resultou na descoberta anunciada em 5 de setembro de 2007 e cujo Plano de Avaliação
foi recentemente aprovado pela ANP.
O novo poço, 1-BRSA-594-SPS (1-SPS-55), denominado informalmente de Guará,
localiza-se na área menor do bloco, a cerca de 310 km da costa do Estado de São Paulo
(figura abaixo), em lâmina d’água de 2.141 metros. O poço ainda se encontra em
perfuração, na busca de objetivos mais profundos.
A descoberta foi comprovada através de amostragem de óleo por teste a cabo, em
reservatórios localizados em profundidade de cerca de 5.000 m.
Após a conclusão do poço, o Consórcio dará continuidade às atividades e investimentos
necessários para a verificação das dimensões da jazida e das características dos
reservatórios de petróleo. Para isso, será encaminhado um Plano de Avaliação à ANP,
conforme previsto no Contrato de Concessão.
Investimento em Refino no Maranhão
Em 16 de junho de 2008 a PETROBRAS comunicou que em reunião com representantes
do Governo de Estado do Maranhão, manifestou a intenção de estudar, em conjunto com
o Estado, a possibilidade de instalação de uma refinaria Premium, com capacidade de
600 mil bpd, com a primeira fase de sua operação prevista para ser iniciada no ano de
2013.
A Petrobras e o Governo do Estado do Maranhão estudarão os termos de um Memorando
de Entendimentos, a ser firmado no prazo máximo de 60 dias, que estabelecerá as
premissas iniciais para a atuação das Partes na implementação do empreendimento.
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Data-Base - 31/12/2007
INFORMAÇÕES NECESSÁRIAS PARA PARTICIPANTES DO NOVO MERCADO:
i) Em 31/maio/2008
AÇÕES EM CIRCULAÇÃO
ON: 2.152.338.560
PN: 3.126.682.062
AÇÕES EMITIDAS
ON: 5.073.347.344
PN: 3.700.729.396
RAZÃO CIRCULAÇÃO / EMITIDAS
ON: 42,42%
PN: 84,49%
ii) POSIÇÃO ACIONÁRIA:
CONSELHO DE ADMINISTRAÇAO:
Ações
Preferenciais
Ações
Ordinárias
Cotas
FGTS
Janeiro/07 - 23 10.000,00
Fevereiro/07 - 23 10.000,00
Março/07 - 23 10.000,00
Abril/07 - 20 10.000,00
Maio/07 - 20 10.000,00
Junho/07 - 20 10.000,00
Julho/07 - 20 10.000,00
Agosto/2007 - 20 10.000,00
Setembro/2007 - 20 10.000,00
Outubro/2007 - 20 10.000,00
Novembro/07 - 19 10.000,00
Dezembro/07 - 19 10.000,00
Janeiro/08 - 19 10.000,00
Fevereiro/08 - 19 10.000,00
Março/08 - 19 10.000,00
Abril/08 - 40 10.000,00 (*)(**)
Maio/08 - 40 10.000,00
(*)alteração devido a mudança de membro do CA
(**) Desdobramento de ações
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Data-Base - 31/12/2007
CONSELHO FISCAL:
Ações Preferenciais Ações Ordinárias Cotas FGTS
Janeiro/07 864 - -
Fevereiro/07 864 - -
Março/07 864 - -
Abril/07 864 - -
Maio/07 864 - -
Junho/07 864 - -
Julho/07 864 - -
Agosto/07 864 - -
Setembro/07 864 - -
Outubro/07 864 - -
Novembro/07 864 - -
Dezembro/07 864 - -
Janeiro/08 864 - -
Fevereiro/08 864 - -
Março/08 864 - -
Abril/08 1.728 - - (**)
maio/08 1.728 - -
02/07/2008 14:55:25 Pág: 126

Data-Base - 31/12/2007
DIRETORIA;
Ações Preferenciais Ações Ordinárias Cotas FGTS
Janeiro/07 27.378 9.884 350,00
Fevereiro/07 27.378 9.884 350,00
Março/07 26.928 9.884 350,00 (***)
Abril/07 26.928 9.884 350,00
Maio/07 26.928 9.884 350,00
Junho/07 26.928 9.884 350,00
Julho/07 26.928 9.884 350,00
Agosto/07 26.928 9.884 350,00
Setembro/07 26.928 9.884 350,00
Outubro/07 26.928 9.881 350,00
Novembro/07 26.928 9.881 350,00
Dezembro/07 26.928 9.881 350,00
Janeiro/08 26.928 9.881 350,00
Fevereiro/08 26.928 9.881 350,00
Março/08 26.928 10.157 350,00 (***)
Abril/08 53.856 20.314 350,00 (**)
Maio/08 53.856 20.314 350,00
(***) Alteração no saldo final à alteração na composição da Diretoria
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Data-Base - 31/12/2007
14.03 - OUTRAS INFORMAÇÕES CONSIDERADAS IMPORTANTES PARA MELHOR
ENTENDIMENTO DA COMPANHIA
Com o intuito fornecer informações para um melhor entendimento da Petrobras,
procurou-se abordar pontos que possibilitassem uma visão mais abrangente da empresa.
Dividiu-se, então, esta seção nas seguintes partes: descrição das Áreas de Negócios da
Companhia e descrição das atividades das subsidiárias.
ÁREAS DE NEGÓCIOS
A Petrobras é uma Companhia que opera de forma integrada, sendo a maior parte da
produção de petróleo e gás da área de Exploração e Produção transferida para outras
áreas da Petrobras.
Nas demonstrações por áreas de negócio, as operações da Companhia estão
apresentadas de acordo com o modelo de organização e gestão aprovada em 23 de
outubro de 2000, pelo Conselho de Administração da Petrobras, contendo as seguintes
áreas:
a – Exploração e produção
Abrange as atividades de exploração, desenvolvimento da produção e produção de óleo,
líquido de gás natural e gás natural no Brasil, objetivando atender, prioritariamente, as
refinarias do país e, ainda, comercializando nos mercados interno e externo o excedente
de óleo e/ou aproveitando oportunidades comerciais;
b – Abastecimento
Contempla as atividades de refino, logística, transporte e comercialização de derivados e
alcoóis, além das participações em empresas petroquímicas no Brasil e duas plantas de
fertilizantes;
c – Distribuição
Responsável pela distribuição de derivados e álcoois e gás natural veicular no Brasil,
representada basicamente pelas operações da Petrobras Distribuidora;
d – Gás e Energia
Engloba as atividades de transporte e comercialização do gás natural produzido no País
ou importado, as participações societárias em transportadoras e distribuidoras de gás
natural, e em termelétricas.
e – Internacional
Abrange as atividades de exploração e produção de petróleo e gás, abastecimento, gás e
energia e distribuição realizadas em mais de vinte e cinco países ao redor do mundo.
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Data-Base - 31/12/2007
f – Corporativo
No grupo de órgãos corporativos são alocados os itens que não podem ser atribuídos às
demais áreas, notadamente aqueles vinculados à gestão financeira corporativa, o
"overhead" relativo à Administração Central e outras despesas, inclusive as atuariais
referentes aos planos de pensão e de saúde destinados aos empregados, aposentados e
beneficiários.
Descrição das atividades das subsidiárias e controladas
a) Petrobras Química S.A. – Petroquisa
Participa em sociedades que objetivam a fabricação, comércio, distribuição, transporte,
importação e exportação de produtos das indústrias química e petroquímica e na
prestação de serviços técnicos e administrativos relacionados com as referidas atividades.
b) Petrobras Distribuidora S.A. - BR Distribuidora
Opera na área de distribuição, comercialização e industrialização de produtos e derivados
de petróleo, álcool, energia e outros combustíveis.
c) Petrobras Gás S.A. – Gaspetro
Participa em sociedades que atuam no transporte de gás natural, na transmissão de
sinais de dados, voz e imagem através de sistemas de telecomunicações por cabo e
rádio, bem como a prestação de serviços técnicos relacionados a tais atividades. Participa
também em diversas distribuidoras estaduais de gás, exercendo o controle compartilhado
que são consolidados na proporção das participações no capital social.
d) Petrobras Transporte S.A. – Transpetro
Exerce, diretamente ou através de controlada, as operações de transporte e
armazenagem de granéis, petróleo e seus derivados e de gás em geral, por meio de
dutos, terminais e embarcações, próprias ou de terceiros.
e) Downstream Participações Ltda.
Participa, direta e indiretamente, em sociedades que atuam em diversos segmentos da
indústria de petróleo.
f) Petrobras International Finance Company – PifCo
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Data-Base - 31/12/2007
Exerce atividades de comercialização de petróleo e derivados no exterior, de
intermediação de compra e venda de petróleo, derivados e materiais para empresas do
Sistema Petrobras e de captação de recursos no exterior.
g) Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIB BV
Participa em sociedades que atuam no exterior em pesquisa, lavra, industrialização,
comércio, transporte, armazenamento, importação e exportação de petróleo e seus
derivados, assim como a prestação de serviços e outras atividades relacionadas com os
vários segmentos da indústria do petróleo.
h) Braspetro Oil Services Company – BRASOIL
Tem como objeto a prestação de serviços em todas as áreas da indústria do petróleo,
bem como no comércio de petróleo e de seus derivados.
i) Petrobras Netherlands B.V. - PNBV
Atua, diretamente ou por intermédio de controladas, nas atividades de compra, venda,
lease, aluguel ou afretamento de materiais, equipamentos e plataformas para a
exploração e produção de óleo e gás.
j) 5283 Participações Ltda.
Sociedade por cota de responsabilidade limitada, com sede na cidade do Rio de Janeiro e
tem como objeto a participação no capital de outras sociedades.
k) Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-PETRO
Participação no capital social de sociedades que tenham por objeto atividades realizadas
pela internet ou meios eletrônicos.
l) Braspetro Oil Company – BOC
Tem como objeto promover a pesquisa, lavra, industrialização, comércio, transporte,
armazenamento, importação e exportação de petróleo e seus derivados, assim como na
prestação de serviços e outras atividades relacionadas com os vários segmentos da
indústria do petróleo.
m) Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística – FII
Tem por objetivo viabilizar a construção de 4 edifícios administrativos em Macaé por meio
da emissão de Certificados Recebíveis Imobiliários através da Rio Bravo Securitizadora
S.A., lastreado em direitos creditórios locatícios junto à Petrobras.
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Data-Base - 31/12/2007
n) Pramoa Participações S.A.
Participa em sociedades que objetivam a industrialização, comércio, desenvolvimento,
importação e exportação de polipropileno, prestação de serviços relacionados às
atividades mencionadas.
o) Termelétricas
• Termorio S.A.; FAFEN Energia S.A.; Baixada Santista Energia Ltda.; Termomacaé Ltda.;
SFE - Sociedade Fluminense de Energia Ltda.; Termoceará Ltda.; Termobahia S.A.;
Ibiritermo S.A.; e Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A.
O conjunto de sociedades acima tem por objetivo a implantação e exploração comercial
de centrais termelétricas, algumas com processo de cogeração, todas localizadas no
território nacional, utilizando gás natural como combustível para geração de energia
elétrica.
São compostas por usinas termelétricas com potência instalada, ou em fase final de
instalação, de 3,4 GW (não auditado), estando esta capacidade comercializada através de
leilões da ANEEL, contratos de comercialização de energia e exportações.
p) Comercializadoras de Energia Elétrica
• Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN; e Termomacaé Comercializadora
de Energia Ltda. – TMC. As comercializadoras acima centralizam a gestão da carteira de
compra e venda de energia elétrica do Sistema Petrobras, sendo responsáveis pelas
operações de venda de energia elétrica dos ativos de geração do Sistema Petrobras, e
eventual compra de energia elétrica do mercado.
Descrição das atividades das controladas em conjunto
A Petrobras exerce o controle compartilhado sobre as termoelétricas Termoaçu, UTE
Norte Fluminense, e a unidade de regaseificação de gás natural liquefeito GNL do
Nordeste que foram consolidadas na proporção das participações no capital social.
A GNL do Nordeste é uma unidade de regaseificação de gás natural liquefeito a ser
construída no complexo Industrial e Portuário do Suape, em Pernambuco, visando a
revaporização do GNL.
02/07/2008 14:55:29 Pág: 131

Data-Base - 31/12/2007
14.05 - PROJETOS DE INVESTIMENTO
Investimentos Consolidados
A Petrobras, cumprindo as metas traçadas no seu planejamento estratégico, continua investindo
prioritariamente no desenvolvimento de sua capacidade de produção de petróleo e gás natural, através de
investimentos próprios e da estruturação de empreendimentos com parceiros. Em 31.12.2007, os
investimentos totais alcançaram R$ 45.285 milhões, representando um aumento de 34% sobre os recursos
aplicados em 31.12.2006.
R$ milhões
Exercício
2007 % 2006 % %
• Investimentos Diretos 38.785 86 29.769 88 30
Exploração e produção 18.418 41 15.314 45 20
Abastecimento 9.632 2 1 4.181 12 130
Gás e Energia 1.616 3 1 .566 5 3
Internacional 6.574 1 5 7.161 21 (8)
Distribuição 1.670 4 642 2 160
Corporativo 875 2 905 3 (3)
• Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 5 .902 1 3 3.507 11 68
• Empreendimentos em Negociação 598 1 409 1 46
• Projetos Estruturados - - 1 - -
Total de investimentos 45.285 100 33.686 100 34
R$ milhões
Exercício
2007 % 2006 % %
Internacional
Exploração e produção 5.759 8 8 5.300 74 9
Abastecimento 451 7 1 .250 18 (64)
Gás e Energia 161 2 1 34 2 20
Distribuição 72 1 308 4 (77)
Outros 130 2 169 2 (23)
Total de investimentos 6.573 100 7.161 1 00 (8)
R$ milhões
Exercício
2007 % 2006 % %
Projetos Desenvolvidos por SPEs
Malhas 770 1 3 653 19 18
Gasene 1.594 2 7 567 16 181
Marlim Leste 894 1 5 1.052 30 (15)
PDET Off Shore 661 1 1 286 8 131
CDMPI 662 1 2 315 9 110
Mexilhão 487 8 119 3 309
Amazônia 834 1 4 421 12 98
Barracuda e Caratinga - - 64 2 -
EVM - - 30 1 -
Total de investimentos 5.902 100 3.507 1 00 68
Em linha com seus objetivos estratégicos, a Petrobras atua consorciada a outras empresas como
concessionária de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural. Atualmente,
a Companhia mantém 87 parcerias. Para esses empreendimentos, prevê-se que os investimentos totais serão
da ordem de US$ 9.544 milhões, até o fim do próximo exercício.
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Data-Base - 31/12/2007
15.01 - PROBLEMAS AMBIENTAIS
Investimentos e engajamento da força de trabalho melhoram o desempenho ambiental da
Companhia
A Petrobras despendeu R$ 4,30 bilhões em segurança, meio ambiente e saúde (SMS) em 2007. Do
total investido, R$ 2,22 bilhões se destinaram à segurança, R$ 1,72 bilhão a ações de proteção ao
meio ambiente e R$ 355 milhões à saúde. A política de SMS é parte integrante dos processos de
planejamento e gestão. Baseada em 15 diretrizes corporativas, fundamenta-se na responsabilidade
de linha – representando o engajamento de toda a linha gerencial e não apenas dos gestores de
SMS –, gestão de desvios, foco no comportamento humano, aprendizado contínuo e
comprometimento das lideranças.
No ano, foram realizadas 813 auditorias comportamentais nas frentes operacionais, com a
participação de diretores, gerentes executivos ou gerentes gerais, para observação e correção de
desvios.
As principais ações para atingir níveis internacionais de excelência em segurança, meio ambiente e
saúde integram os projetos estratégicos Excelência em SMS e Mudança Climática, que fazem parte
do Plano Estratégico 2020.
As práticas de SMS são mensuradas pelo Processo de Avaliação da Gestão, que em 2007
contemplou 40 unidades operacionais no Brasil, Argentina, Peru, Equador e Estados Unidos. No
final do ano, 182 unidades, dentre as 207 certificáveis no Brasil, e todas as 20 certificáveis no
exterior estavam certificadas por organismos nacionais e internacionais de acordo com as normas
ISO 14001 (Meio Ambiente) e BS 8800 ou OHSAS 18001 (Segurança e Saúde).
Meio ambiente
As ações de responsabilidade ambiental tiveram como foco a gestão de emissões atmosféricas,
recursos hídricos, efluentes líquidos e resíduos; a avaliação e monitoramento de ecossistemas; a
restauração de áreas impactadas; a conformidade das instalações e operações às exigências legais;
e o preparo para atuação em situações de emergência.
Emissões
A redução da emissão de gases que acentuam o efeito estufa é prioridade. A carteira de projetos em
pesquisa e desenvolvimento na área de emissões chega a US$ 20 milhões por ano, incluindo
tecnologias para captura e armazenamento de carbono, eficiência energética, hidrogênio e energias
renováveis.
O Sistema de Gestão de Emissões Atmosféricas (Sigea) inventaria as principais emissões
decorrentes das atividades, como gases de efeito estufa (dióxido de carbono, metano e óxido
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Data-Base - 31/12/2007
nitroso) e poluentes regulados (monóxido de carbono, óxidos de enxofre e nitrogênio, compostos
orgânicos voláteis e material particulado). De acordo com o indicador Emissões Evitadas de Gases
de Efeito Estufa (EEGEE), a Petrobras deixou de lançar 2,53 milhões de toneladas de dióxido de
carbono na atmosfera em 2007.
Emissão de Gases de Efeito Estufa (Milhões de toneladas de
CO2 equivalente)
39,09
44,41
51,56 50,43 50,97
2003 2004 2005 2006 2007
Emissões de Óxido de Enxofre - SOx (mil toneladas)
126,9
137,2
131
135,7
140,1
148,5
2003
2005
2007
Volume
máximo
Admissível
2012
O Plano de Otimização do Aproveitamento de Gás Natural da Bacia de Campos, destinado a
diminuir a queima de gás em tochas, também contribuiu fortemente para minimizar a emissão de
gases poluentes, por meio do aumento no aproveitamento do gás associado, que passou de 75%
em 1999 para 86% em 2007.
Recursos hídricos e efluentes
No ano, Companhia captou 216,45 bilhões de litros de água doce para uso em suas operações.
Vários projetos para reutilizar águas e efluentes estão em andamento. Somente os projetos em
curso nas Refinarias Henrique Lage (Revap), Presidente Getúlio Vargas (Repar) e Capuava (Recap)
permitirão a economia de mais de 8,3 bilhões de litros de água por ano.
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Data-Base - 31/12/2007
Resíduos
A Petrobras tratou e destinou adequadamente 292 mil toneladas de resíduos sólidos perigosos em
2007 e no mesmo período gerou 296 mil toneladas em seus processos produtivos no Brasil e no
exterior. Do total de resíduos tratados, 41% foram reaproveitados como combustível alternativo e
outros 4% foram reciclados. A reciclagem de óleos lubrificantes usados atingiu 30% do volume total
comercializado no ano.
Biodiversidade
Como parte das ações previstas no Padrão Corporativo de Gestão de Potenciais Impactos à
Biodiversidade, a Companhia está mapeando as áreas protegidas, sensíveis e vulneráveis próximas
às suas Unidades nacionais e internacionais. O trabalho resultará num banco de dados que irá
possibilitar uma gestão mais efetiva dos riscos das operações aos ecossistemas, evitando prejuízo
ao uso sustentável de recursos biológicos por populações locais.
Atuação em emergências
A Petrobras mantém em operação dez Centros de Defesa Ambiental (CDAs) com profissionais
capacitados e equipamentos especiais, como embarcações, recolhedores de óleo e barreiras de
contenção e absorção. Treze bases avançadas dos CDAs operam nas várias regiões do País, tendo
seis delas sido implantadas em 2007. Também estão em operação permanente três embarcações
dedicadas ao combate a emergências na Baía de Guanabara, no litoral de São Paulo e na costa de
Sergipe e Alagoas.
Em 2007, foram realizados sete simulados regionais, com a participação da Marinha do Brasil,
Defesa Civil, Corpo de Bombeiros, Polícia Militar, órgãos ambientais, prefeituras e comunidades
locais. Foram feitos ainda dois simulados em Unidades localizadas na Argentina.
Vazamento de petróleo e derivados
A Companhia manteve-se em nível de excelência no contexto da indústria mundial de petróleo e gás
no que diz respeito a vazamentos, com um volume próximo à metade do limite máximo admissível
de 739 metros cúbicos estabelecido para o ano. O pequeno aumento registrado em relação a 2006
deveu-se principalmente à inclusão do volume de vazamentos nas operações de distribuição.
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Data-Base - 31/12/2007
Vazamentos de Petróleo e Derivados (m3)
601
386
293
269
530
276
2003 2004 2005 2006 2007 Limite
Máximo
Admissível
Meta 2012
mbiente externamente à instalação.
02/07/2008 14:55:33 Pág: 136

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS 00951-2 33.000.167/0001-01
16.01 - AÇÕES JUDICIAIS COM VALOR SUPERIOR A 5% DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO OU DO LUCRO LÍQUIDO
1 - ITEM 2 - DESCRIÇÃO 3 - % PATRIM. 6 - VL.PROVISIONADO
(Reais Mil)
LÍQUIDO
4 - % LUCRO
LÍQUIDO
5 - PROVISÃO
Data-Base - 31/12/2007
7 - VL. TOTAL AÇÕES
(Reais Mil)
8 - OBSERVAÇÃO
01 TRABALHISTA 2,04 10,73 SIM 11.905 2.364.739
02 FISCAL/TRIBUTÁRIA 11,55 60,82 SIM 9.948 13.396.890
03 OUTRAS 12,57 66,22 SIM 240.562 14.587.230
02/07/2008 14:55:34 Pág: 137

Data-Base - 31/12/2007
17.01 - OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADAS
1 - OPERAÇÕES DE VENDA DE PETRÓLEO E DERIVADOS:
· PETROBRAS QUÍMICA S.A - PETROQUISA
· PETROBRAS DISTRIBUIDORA S.A - BR
· BRASPETRO OIL SERVICES CO. - BRASOIL
· PETROBRAS AMÉRICA INC. - PAI
· PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE CO. – PIFCo
· PETROBRAS FINANCE LTD – PFL
· REFAP S.A.
2- OPERAÇÕES DE AFRETAMENTO DE NAVIOS E PLATAFORMAS:
· PETROBRAS TRANSPORTE S.A. - TRANSPETRO
· FRONAPE INTERNATIONAL COMPANY – FIC
· PETROBRAS NETHERLANDS BV - PNBV
3 - OPERAÇÕES DE COMPRA DE PETRÓLEO E DERIVADOS:
· PETROBRAS QUÍMICA S.A - PETROQUISA
· PETROBRAS AMÉRICA INC - PAI
· PETROBRAS FINANCE COMPANY – PIFCo
· PETROBRAS DISTRIBUIDORA S.A. – BR
· REFAP S.A.
02/07/2008 14:55:35 Pág: 138

Data-Base - 31/12/2007
4- OPERAÇÕES DE MÚTUO:
· PETROBRAS FINANCE COMPANY - PIFCo
· PETROBRAS DISTRIBUIDORA S.A. - BR
· PETROBRAS GAS S.A. – GASPETRO
· TRANSPORTADORA BRASILEIRA GASODUTO BOLÍVIA-BRASIL S.A . - TBG
· BRASOIL OIL COMPANY – BOC
· REFAP S.A.
· IBIRITERMO LTDA
· TERMORIO S.A
· TERMOBAHIA S.A
· BRASKEM S.A
5 – OPERAÇÕES COM ENERGIA:
· PETROBRAS ENERGIA LTDA
6 - OUTRAS INFORMAÇÕES
As operações comerciais da Petrobras com suas subsidiárias, controladas e sociedades
de propósito específico são efetuadas a preços e condições normais de mercado. As
operações de compra de petróleo e derivados efetuadas pela Petrobras com a subsidiária
PifCo possuem prazo maior de liquidação em função de a PifCo ser uma subsidiária
criada para esse fim, com a cobrança dos devidos encargos incorridos no período. Os
repasses de pré-pagamento de exportações e de captação de recursos no mercado
internacional são efetuados nas mesmas taxas obtidas pela subsidiária. As demais
operações, principalmente empréstimos através de operações de mútuo, têm seu valor,
rendimentos e ou encargos estabelecidos com base nas mesmas condições existentes no
mercado e/ou de acordo com a legislação específica sobre o assunto.
02/07/2008 14:55:35 Pág: 139

Data-Base - 31/12/2007
7 – INVESTIMENTO EM AÇÕES
Participação no capital - %
2007 2006
Subscrito e Subscrito e
integralizado Votante integralizado Votante
Subsidiárias e controladas
Petrobras Química S.A. - Petroquisa e suas controladas (v) 100,00 100,00 100,00 100,00
Petrobras Distribuidora S.A. - BR e suas controladas (v) 100,00 100,00 100,00 100,00
Braspetro Oil Services Company - Brasoil e suas controladas (i) 100,00 100,00 100,00 100,00
Braspetro Oil Company - BOC e sua controlada (i) 99,99 99,99 99,99 99,99
Petrobras International Braspetro B.V. - PIBBV
e suas controladas (i) (v) (vii) 100,00 100,00 100,00 100,00
Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN (viii) 99,00 99,00 99,00 99,00
Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro e sua controlada (v) 99,95 99,95 99,95 99,95
Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e suas controladas (v) 99,95 99,99 99,94 99,94
Petrobras International Finance Company - PifCo e suas controladas (i) 100,00 100,00 100,00 100,00
Petrobras Transporte S.A. - Transpetro e sua controlada 100,00 100,00 100,00 100,00
Downstream Participações Ltda. e sua controlada 99,99 99,99 99,99 99,99
Petrobras Netherlands B.V. - PNBV e suas controladas (i) (v) 100,00 100,00 100,00 100,00
UTE Nova Piratininga Ltda. 99,00 99,00
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 Comercialização de Energia Ltda 100,00 100,00 100,00 100,00
Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 99,00 99,00 98,96 98,96
Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. 100,00 100,00
Controladas em conjunto
Usina Termoelétrica 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 31,00 31,00
Ibiritermo S.A. (iii) 50,00 50,00 50,00 50,00
Termoaçu S.A. (ii) 72,10 72,10 62,43 62,43
Direitos e adiantamentos para aquisição de investimentos
Refinaria de Petróleo Ipiranga S.A. (vi)
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Sociedades de Propósito Específico - SPE (iv)
Albacora Japão Petróleo Ltda.
Barracuda & Caratinga Leasing Company B.V. (i)
Blade Securities Limited (i)
Cayman Cabiunas Investiment 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.
Gasene Participações Ltda.
Manaus Geração Termelétrica Participações Ltda.
Nova Marlim Petróleo S.A.
Nova Transportadora do Nordeste S.A.
Nova Transportadora do Sudeste S.A.
PDET Offshore S.A.
Companhia Mexilhão do Brasil
Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras
(i) Empresas sediadas no exterior com demonstrações contábeis elaboradas em moeda do país de origem.
(ii) Empresas com administração compartilhada, consolidadas na proporção das participações no capital social.
(iii) Empresas com administração compartilhada, consolidadas integralmente, cujas atividades são controladas pela Petrobras de acordo com a
Instrução CVM n° 408/2004.
(iv) Sociedades de Propósito Específico - SPE, que na essência de sua relação com a Petrobras, indicam que suas atividades operacionais são
controladas, direta ou indiretamente, individualmente ou em conjunto, pela Companhia, são consolidadas conforme determina a Instrução CVM
nº 408/2004.
(v) Empresas com participação em controladas em conjunto.
(vi) Consolidação proporcional, em função do controle compartilhado em partes iguais com Braskem e Ultrapar, em relação à operação de refino da
Refinaria de Petróleo Ipiranga.
(vii) Participação de 20,13% da 5283 Participações Ltda.
(viii) Participação de 1% da Petrobras Gás S. A. - Gaspetro.
8 - OPERAÇÕES COM O BNDES E BNDESPAR:
A Companhia também mantém operações com o Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social – BNDES, principal instituição financeira de fomento do País cujo
acionista controlador é a União Federal.
As debêntures emitidas com a finalidade de financiar, através do BNDES, a aquisição
antecipada do direito de transportar, no Gasoduto Bolívia-Brasil, o volume de 6 milhões de
m³/dia de gás, pelo prazo de 40 anos ("TCO - Transportation Capacity Option"),
totalizaram R$ 430.000 mil (43.000 títulos, com valor nominal de R$ 10,00) com
vencimento em 15 de fevereiro de 2015. Essas debêntures são
garantidas por ações ordinárias a TBG.
Em agosto de 2006, a Alberto Pasqualini - Refap S.A. emitiu debêntures simples,
nominativas e escriturais, cujo saldo em 31 de dezembro de 2007 totalizava
R$ 758.507 mil, objetivando a ampliação e modernização de seu parque industrial,
com as seguintes características (condições básicas aprovadas pelo BNDES e
BNDESPAR em 23 de junho de 2006): amortização de 96 meses mais 6 meses de
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Data-Base - 31/12/2007
carência; 90% das debêntures subscritas pelo BNDES com juros de TJLP +
3,8% a.a.; 10% das debêntures subscritas pelo BNDESPAR com juros da cesta de
moedas do BNDES + 2,3% a.a.
As instituições financeiras no exterior não requerem garantias à Petrobras. Os
financiamentos concedidos pelo BNDES estão garantidos pelos bens financiados
(tubos de aço carbono para o Gasoduto Bolívia-Brasil e embarcações).
Por conta de contrato de garantia emitido pela União em favor de Agências
Multilaterais de Crédito, motivado pelos financiamentos captados pela TBG, foram
firmados contratos de contra-garantia, tendo como signatários a União, TBG,
Petrobras, Petroquisa e Banco do Brasil S.A., nos quais a TBG se compromete a
vincular as suas receitas à ordem do Tesouro Nacional até a liquidação das
obrigações garantidas pela União.
Em garantia às debêntures a Refap possui uma conta de aplicações financeiras
(depósitos vinculados a operações de crédito), atrelada à variação do Certificado de
Depósito Interbancário - CDI.
A Refap deve manter três vezes o valor da soma da última parcela vencida da
amortização do principal e acessórios.
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18.01 - ESTATUTO SOCIAL
ESTATUTO SOCIAL DA PETROBRAS
Capítulo I
Da Natureza, Sede e Objeto da Sociedade
Art. 1º A Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras é uma sociedade de economia mista, sob
controle da União com prazo de duração indeterminado, que se regerá pelas normas da
Lei das Sociedades por Ações (Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976) e pelo presente
Estatuto.
Parágrafo único. O controle da União será exercido mediante a propriedade e posse de,
no mínimo, cinqüenta por cento, mais uma ação, do capital votante da Sociedade.
Art. 2º A Petrobras tem sede e foro na cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de
Janeiro, podendo estabelecer, no País e no exterior, filiais, agências, sucursais,
escritórios.
Art. 3º A Companhia tem como objeto a pesquisa, a lavra, a refinação, o processamento,
o comércio e o transporte de petróleo proveniente de poço, de xisto ou de outras rochas,
de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, além das
atividades vinculadas à energia, podendo promover a pesquisa, o desenvolvimento, a
produção, o transporte, a distribuição e a comercialização de todas as formas de energia,
bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins.
§ 1º As atividades econômicas vinculadas ao seu objeto social serão desenvolvidas pela
Companhia em caráter de livre competição com outras empresas, segundo as condições
de mercado, observados os demais princípios e diretrizes da Lei nº 9.478, de 6 de agosto
de 1997 e da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.
§ 2º A Petrobras, diretamente ou através de suas subsidiárias, associada ou não a
terceiros, poderá exercer no País ou fora do território nacional qualquer das atividades
integrantes de seu objeto social.
Capítulo II
Do Capital Social, das Ações e dos Acionistas
Art. 4º O Capital Social é de R$ 78.966.690.660,00 (setenta e oito bilhões novecentos e
sessenta e seis milhões seiscentos e noventa mil seiscentos e sessenta reais), dividido
em 8.774.076.740 (oito bilhões, setecentas e setenta e quatro milhões, setenta e seis mil,
setecentas e quarenta) ações sem valor nominal, sendo 5.073.347.344 (cinco bilhões,
setenta e três milhões, trezentas e quarenta e sete mil, trezentas e quarenta e quatro)
ações ordinárias e 3.700.729.396 (três bilhões, setecentas milhões, setecentas e vinte e
nove mil e trezentas e noventa e seis) ações preferenciais.
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§ 1º A Companhia está autorizada a aumentar o capital social, independentemente de
reforma estatutária, por deliberação do Conselho de Administração, em até R$
60.000.000.000,00 (sessenta bilhões de reais), mediante a emissão de ações
preferenciais e até o limite quantitativo de 200.000.000 (duzentos milhões) de ações, para
integralização: a) em moeda; b) em bens, observada a prévia deliberação da Assembléia
Geral para avaliação destes (inciso IV do art. 122 da Lei da Sociedades por Ações); c)
mediante capitalização de crédito.
§ 2º Os aumentos de capital mediante a emissão de ações ordinárias serão submetidos
previamente à deliberação da Assembléia Geral.
§ 3º A critério do Conselho de Administração poderá ser excluído o direito de preferência
ou reduzido o prazo de 30 (trinta) dias para o seu exercício, para os antigos acionistas,
nas emissões de ações, debêntures conversíveis em ações e bônus de subscrição, cuja
colocação seja feita mediante venda em bolsa de valores ou por subscrição pública, bem
como permuta por ações, em oferta pública de aquisição de controle, nos termos dos arts.
257 e 263 da Lei das Sociedades por Ações.
§ 4º A Companhia, por deliberação do Conselho de Administração, poderá adquirir as
próprias ações para permanência em tesouraria, cancelamento ou posterior alienação, até
o montante do saldo de lucros e de reservas disponíveis, exceto a legal, sem diminuição
do capital social, observada a legislação em vigor.
§ 5º O capital social poderá ser aumentado com a emissão de ações preferenciais, sem
guardar proporção com as ações ordinárias, respeitado o limite legal de dois terços do
capital social, bem como observado o direito de preferência de todos os acionistas.
Art. 5º As ações da Companhia serão ordinárias, com direito de voto, e preferenciais,
estas sempre sem direito a voto.
§ 1º As ações preferenciais serão inconversíveis em ações ordinárias, e vice-versa.
§ 2º As ações preferenciais terão prioridade no caso de reembolso do capital e no
recebimento dos dividendos, no mínimo, de 5% (cinco por cento) calculado sobre a parte
do capital representada por essa espécie de ações, ou de 3% (três por cento) do valor do
patrimônio líquido da ação, prevalecendo sempre o maior, participando, em igualdade
com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de
reservas e lucros.
§ 3º As ações preferenciais participarão, não cumulativamente, em igualdade de
condições com as ações ordinárias, na distribuição dos dividendos, quando superiores ao
percentual mínimo que lhes é assegurado no parágrafo anterior.
Art. 6º A integralização das ações obedecerá às normas estabelecidas pela Assembléia
Geral ou pelo Conselho de Administração, dependendo do órgão que autorizou o
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aumento do capital no limite do autorizado. Em caso de mora do acionista, e
independentemente de interpelação, poderá a Companhia promover a execução ou
determinar a venda das ações, por conta e risco do mesmo.
Art. 7º As ações da Companhia, todas escriturais, serão mantidas, em nome de seus
titulares, em conta de depósito de instituição financeira autorizada pela Comissão de
Valores Mobiliários - CVM, sem emissão de certificado.
Art. 8º Os acionistas terão direito, em cada exercício, aos dividendos e/ou juros de capital
próprio, que não poderão ser inferiores a 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido
ajustado, na forma da Lei das Sociedades por Ações, rateado pelas ações em que se
dividir o capital da Companhia.
Art. 9º Salvo deliberação em contrário da Assembléia Geral, a Companhia efetuará o
pagamento de dividendos e de juros de capital próprio, devidos aos acionistas, no prazo
de 60 (sessenta) dias a partir da data em que forem declarados e, em qualquer caso,
dentro do exercício social correspondente, observadas as normas legais pertinentes.
Parágrafo único. A Companhia poderá, mediante deliberação de seu Conselho de
Administração, antecipar valores a seus acionistas, a título de dividendos ou juros sobre o
capital próprio, sendo esses corrigidos pela taxa SELIC desde a data do efetivo
pagamento até o encerramento do respectivo exercício social, na forma prevista no art.
204 da Lei nº 6.404, de 1976.
Art. 10º Os dividendos não reclamados pelos acionistas dentro de 3 (três) anos, a contar
da data em que tenham sido postos à disposição dos acionistas, prescreverão em favor
da Companhia.
Art. 11 Os valores dos dividendos e juros, a título de remuneração sobre o capital próprio,
devidos ao Tesouro Nacional e aos demais acionistas, sofrerão incidência de encargos
financeiros equivalentes à taxa SELIC, a partir do encerramento do exercício social até o
dia do efetivo recolhimento ou pagamento, sem prejuízo da incidência de juros moratórios
quando esse recolhimento não se verificar na data fixada pela Assembléia Geral.
Art. 12 Além da União, na qualidade de acionista controladora da Companhia, poderão
ser acionistas pessoas físicas ou jurídicas, brasileiras ou estrangeiras, residentes ou não
no País.
Art. 13 O acionista poderá ser representado nas Assembléias Gerais na forma prevista no
art. 126 da Lei nº 6.404, de 1976, exibindo, no ato, ou depositando, previamente, o
comprovante expedido pela instituição financeira depositária, acompanhado do
documento de identidade ou procuração com poderes especiais.
§ 1º A representação da União nas Assembléias Gerais da Companhia far-se-á nos
termos da legislação federal específica.
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§ 2º Na Assembléia Geral de Acionistas que delibere sobre a eleição de membros do
Conselho de Administração, fica condicionado o direito de voto dos acionistas titulares de
ações preferenciais ao preenchimento da condição prevista no § 6º do art. 141 da Lei no
6.404, de 1976, de comprovada titularidade ininterrupta da participação acionária durante
o período de 3 (três) meses, no mínimo, imediatamente anterior à realização da
Assembléia.
Capítulo III
Das Subsidiárias e Coligadas
Art. 14 Para o estrito cumprimento de atividades vinculadas ao seu objeto, a Petrobras
poderá, na conformidade da autorização conferida pela Lei nº 9.478, de 1997, constituir
subsidiárias, bem como associar-se, majoritária e/ou minoritariamente a outras empresas.
Art. 15 Observado o disposto na Lei nº 9.478, de 1997, a Petrobras e suas subsidiárias
poderão adquirir ações ou cotas de outras sociedades, participar de sociedades de
propósito específico, bem como associar-se a empresas brasileiras e estrangeiras e com
elas formar consórcios, na condição ou não de empresa líder, objetivando expandir
atividades, reunir tecnologias e ampliar investimentos aplicados às atividades vinculadas
ao seu objeto.
Art. 16 As sociedades subsidiárias e controladas obedecerão às deliberações dos seus
respectivos órgãos de administração, as quais estarão vinculadas às diretrizes e ao
planejamento estratégico aprovados pelo Conselho de Administração da Petrobras, bem
como às regras corporativas comuns fixadas pela Petrobras através de orientação de
natureza técnica, administrativa, contábil, financeira e jurídica.
Parágrafo único. As relações com as empresas subsidiárias, coligadas e controladas
serão mantidas por intermédio de membro da Diretoria Executiva, em conformidade com
as diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração.
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Capítulo IV
Da Administração da Sociedade
Seção I
Dos Conselheiros e Diretores
Art. 17 A Petrobras será dirigida por um Conselho de Administração, com funções
deliberativas, e uma Diretoria Executiva.
Art. 18 O Conselho de Administração será integrado por, no mínimo, cinco membros até
nove membros eleitos pela Assembléia Geral dos Acionistas, a qual designará dentre eles
o Presidente do Conselho, todos com prazo de gestão que não poderá ser superior a 1
(um) ano, admitida a reeleição.
Parágrafo único. No caso de vacância no cargo de Presidente do Conselho, o substituto
será eleito na primeira reunião ordinária do Conselho de Administração até a próxima
Assembléia Geral.
Art. 19 No processo de eleição dos membros do Conselho de Administração pela
Assembléia Geral de Acionistas serão observadas as seguintes regras:
I - É assegurado aos acionistas minoritários o direito de eleger um dos Conselheiros, se
maior número não lhes couber pelo processo de voto múltiplo.
II - É assegurado aos acionistas titulares de ações preferenciais, que representem em
conjunto, no mínimo, 10% (dez por cento) do capital social, excluído o acionista
controlador, eleger e destituir 1 (um) membro do Conselho de Administração, em votação
em separado na Assembléia Geral, não se aplicando à Companhia a regra contida no § 4º
do art. 8º da Lei nº 10.303, de 31 de outubro de 2001.
III - Sempre que, cumulativamente, a eleição do Conselho de Administração se der pelo
sistema de voto múltiplo e os titulares de ações ordinárias ou preferenciais exercerem o
direito de eleger Conselheiro, será assegurado à União o direito de eleger Conselheiros
em número igual ao dos eleitos pelos demais acionistas, mais um, independentemente do
número de Conselheiros estabelecido no art. 18 deste Estatuto.
Art. 20 A Diretoria Executiva será composta de um Presidente, escolhido dentre os
membros do Conselho de Administração, e até seis Diretores, eleitos pelo Conselho de
Administração, dentre brasileiros residentes no País, com prazo de gestão que não
poderá ser superior a 3 (três) anos, permitida a reeleição, podendo ser destituídos a
qualquer tempo.
§ 1º O Conselho de Administração deverá observar na escolha e eleição dos Diretores a
sua capacidade profissional, notório conhecimento e especialização nas respectivas áreas
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Data-Base - 31/12/2007
de contato em que esses administradores irão atuar, observado o Plano Básico de
Organização.
§ 2º Os membros da Diretoria Executiva exercerão seus cargos em regime de tempo
integral e de dedicação exclusiva ao serviço da Petrobras, permitido, porém, o exercício
concomitante em cargos de administração de subsidiárias, controladas e coligadas da
Companhia, a critério do Conselho de Administração, conforme o Código de Boas
Práticas, na forma do inciso VII do art. 29 deste Estatuto.
§ 3º O Presidente e os Diretores farão jus, anualmente, a 30 (trinta) dias de férias, que
lhes serão concedidas pela Diretoria Executiva, vedado o pagamento em dobro da
remuneração relativa às férias não gozadas no decorrer do período concessivo.
Art. 21 A investidura em cargo de administração da Companhia observará as condições
impostas pelos arts. 147 e 162 da Lei nº 6.404, de 1976, não podendo, também, ser
investidos no cargo os que no Conselho de Administração, na Diretoria Executiva, ou no
Conselho Fiscal tiverem ascendentes, descendentes ou colaterais.
Art. 22 Os Conselheiros e Diretores serão investidos nos seus cargos mediante assinatura
de termos de posse no livro de atas do Conselho de Administração e da Diretoria
Executiva, respectivamente.
§ 1º O termo de posse deverá conter, sob pena de nulidade: (i) a indicação de pelo menos
um domicílio no qual o administrador receberá as citações e intimações em processos
administrativos e judiciais relativos a atos de sua gestão, as quais reputar-se-ão
cumpridas mediante entrega no domicílio indicado, o qual somente poderá ser alterado
mediante comunicação por escrito à Companhia; (ii) a anuência aos contratos
eventualmente celebrados pela Petrobras com bolsa de valores ou entidade mantenedora
de mercado de balcão organizado credenciada na Comissão de Valores Mobiliários, tendo
por objetivo a adoção de padrões de governança societária fixados por essas entidades,
responsabilizando-se pelo cumprimento de tais contratos e respectivos regulamentos de
práticas diferenciadas de governança corporativa, se for o caso, e (iii) anuência aos
termos da cláusula compromissória de que trata o art. 58 deste Estatuto.
§ 2º A posse do Conselheiro residente ou domiciliado no exterior fica condicionada à
constituição de representante residente no País, com poderes para receber citação em
ações contra ele propostas com base na legislação societária, mediante procuração com
prazo de validade que deverá estender-se por, no mínimo, 3 (três) anos após o término do
prazo de gestão do Conselheiro.
§ 3º Antes de tomar posse, e ao deixar o cargo, os membros do Conselho de
Administração e da Diretoria Executiva apresentarão declaração de bens, que será
arquivada na Companhia.
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Art. 23 Os membros do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva responderão,
nos termos do art. 158, da Lei nº 6.404, de 1976, individual e solidariamente, pelos atos
que praticarem e pelos prejuízos que deles decorram para a Companhia, sendo-lhes
vedado participar na deliberação acerca de operações envolvendo sociedades em que
participem com mais de 10% (dez por cento), ou tenham ocupado cargo de gestão em
período imediatamente anterior à investidura na Companhia.
§ 1º A Companhia assegurará a defesa em processos judiciais e administrativos aos seus
administradores, presentes e passados, além de manter contrato de seguro permanente
em favor desses administradores, para resguardá-los das responsabilidades por atos
decorrentes do exercício do cargo ou função, cobrindo todo o prazo de exercício dos
respectivos mandatos.
§ 2º A garantia prevista no parágrafo anterior se estende aos membros do Conselho
Fiscal, bem como a todos os empregados e prepostos que legalmente atuem por
delegação dos administradores da Companhia.
Art. 24 Perderá o cargo o Conselheiro que deixar de participar de 3 (três) reuniões
ordinárias consecutivas, sem motivo justificado ou licença concedida pelo Conselho de
Administração.
Art. 25 No caso de vacância do cargo de Conselheiro, o substituto será nomeado pelos
Conselheiros remanescentes e servirá até a primeira Assembléia Geral, na forma prevista
no art. 150 da Lei nº 6.404, de 1976.
Parágrafo único. O Conselheiro, ou membro da Diretoria Executiva, eleito em substituição,
completará o prazo de gestão do substituído, e, quando findo o prazo de gestão,
permanecerá no cargo até a posse do sucessor.
Art. 26 A Companhia será representada, em juízo ou fora dele, por sua Diretoria,
individualmente por seu Presidente, ou por dois Diretores em conjunto, podendo nomear
procuradores ou representantes.
Art. 27 O Presidente e os Diretores não poderão ausentar-se do exercício do cargo por
mais de 30 (trinta) dias, sem licença ou autorização do Conselho de Administração.
§ 1º Ao Presidente, na forma do inciso IV do art. 38, compete designar, dentre os
Diretores, seu substituto eventual.
§ 2º No caso de ausência ou impedimento de um Diretor, os seus encargos serão
assumidos por um substituto escolhido pelo mesmo, dentre outros integrantes da Diretoria
Executiva ou um de seus subordinados diretos, este último até um prazo máximo de 30
(trinta) dias.
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§ 3º No caso da indicação ser feita a um subordinado, condicionada à aprovação do
Presidente, o mesmo participará de todas as atividades rotineiras do Diretor, inclusive
com a presença em reuniões de Diretoria, para instruir as matérias da área de contato do
respectivo Diretor, sem no entanto exercer direito de voto.
Seção II
Do Conselho de Administração
Art. 28 O Conselho de Administração é o órgão de orientação e direção superior da
Petrobras, competindo-lhe:
I - fixar a orientação geral dos negócios da Companhia, definindo sua missão, seus
objetivos estratégicos e diretrizes;
II - aprovar o plano estratégico, bem como os respectivos planos plurianuais e programas
anuais de dispêndios e de investimentos;
III - fiscalizar a gestão dos Diretores e fixar-lhes as atribuições, examinando, a qualquer
tempo, os livros e papéis da Companhia;
IV - avaliar resultados de desempenho;
V - aprovar, anualmente, o valor acima do qual os atos, contratos ou operações, embora
de competência da Diretoria Executiva, especialmente as previstas nos incisos III, IV, V,
VI e VIII do art. 33 deste Estatuto Social, deverão ser submetidas à aprovação do
Conselho de Administração;
VI - deliberar sobre a emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações e sem
garantia real;
VII - fixar as políticas globais da Companhia, incluindo a de gestão estratégica comercial,
financeira, de investimentos, de meio ambiente e de recursos humanos;
VIII - aprovar a transferência da titularidade de ativos da Companhia, inclusive contratos
de concessão e autorizações para refino de petróleo, processamento de gás natural,
transporte, importação e exportação de petróleo, seus derivados e gás natural, podendo
fixar limites de valor para a prática desses atos pela Diretoria Executiva;
IX - deliberar sobre aumento de capital com emissão de ações preferenciais, dentro do
limite autorizado, na forma do § 1º do art. 4º deste Estatuto Social.
Art. 29 Compete privativamente ao Conselho de Administração deliberar sobre as
seguintes matérias:
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I - Plano Básico de Organização e suas modificações, bem como a distribuição aos
Diretores, por proposta do Presidente, dos encargos correspondentes às áreas de contato
definidas no referido plano;
II - autorização para aquisição de ações de emissão da Companhia para permanência em
tesouraria ou cancelamento, bem como posterior alienação dessas ações, observadas as
disposições legais, regulamentares e estatutárias;
III - aprovação da permuta de valores mobiliários de sua emissão;
IV - eleição e destituição dos membros da Diretoria Executiva;
V - constituição de subsidiárias, participações em sociedades controladas ou coligadas,
ou a cessação dessa participação, bem como a aquisição de ações ou cotas de outras
sociedades;
VI - convocação de Assembléia Geral dos acionistas, nos casos previstos em lei,
publicando o edital de convocação com, no mínimo, 15 (quinze) dias de antecedência;
VII - aprovação de um Código de Boas Práticas e do seu Regimento Interno, o qual
deverá prever a indicação de Relator e a constituição de Comitês do Conselho compostos
por alguns de seus membros, com atribuições específicas de análise e recomendação
sobre determinadas matérias;
VIII - aprovação das Diretrizes de Governança Corporativa da Petrobras;
IX - escolha e destituição de auditores independentes, os quais não poderão prestar à
Companhia serviços de consultoria durante a vigência do contrato;
X - relatório da administração e contas da Diretoria Executiva;
XI - criação do Comitê de Negócios e aprovação das atribuições e regras de
funcionamento desse Comitê, consistentes com o Plano Básico de Organização, as quais
devem ser divulgadas ao mercado, resumidamente, quando da publicação das
demonstrações financeiras da Companhia, ou quando de sua alteração;
XII - assuntos que, em virtude de disposição legal ou por determinação da Assembléia
Geral, dependam de sua deliberação;
Parágrafo único. O Comitê de Negócios de que trata o inciso XI submeterá à Diretoria
Executiva seu parecer sobre as matérias corporativas que envolvam mais de uma área de
negócios, bem como aquelas cuja importância e relevância demandem um debate mais
amplo.
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Data-Base - 31/12/2007
Art. 30 O Conselho de Administração poderá determinar a realização de inspeções,
auditagens ou tomadas de contas na Companhia, bem como a contratação de
especialistas, peritos ou auditores externos, para melhor instruírem as matérias sujeitas a
sua deliberação.
Art. 31 O Conselho de Administração reunir-se-á com a presença da maioria de seus
membros, mediante convocação do seu Presidente ou da maioria dos Conselheiros,
ordinariamente, no mínimo a cada trinta dias e, extraordinariamente, sempre que
necessário.
§ 1º Fica facultada, se necessária, a participação dos Conselheiros na reunião, por
telefone, vídeo-conferência, ou outro meio de comunicação que possa assegurar a
participação efetiva e a autenticidade do seu voto. O Conselheiro, nessa hipótese, será
considerado presente à reunião, e seu voto será considerado válido para todos os efeitos
legais, e incorporado à ata da referida reunião.
§ 2º As matérias submetidas à apreciação do Conselho de Administração serão instruídas
com a decisão da Diretoria Executiva, as manifestações da área técnica ou do Comitê
competente, e ainda o parecer jurídico, quando necessários ao exame da matéria.
§ 3º O Presidente do Conselho, por iniciativa própria ou por solicitação de qualquer
Conselheiro, poderá convocar Diretores da Companhia para assistir às reuniões e prestar
esclarecimentos ou informações sobre as matérias em apreciação.
§ 4º As deliberações do Conselho de Administração serão tomadas pelo voto da maioria
dos Conselheiros presentes e serão registradas no livro próprio de atas.
§ 5º Em caso de empate, o Presidente do Conselho poderá exercer o voto de qualidade.
Seção III
Da Diretoria Executiva
Art. 32 Cabe à Diretoria Executiva exercer a gestão dos negócios da Companhia, de
acordo com a missão, os objetivos, as estratégias e diretrizes fixadas pelo Conselho de
Administração.
Art. 33 Compete à Diretoria Executiva:
I - elaborar e submeter à aprovação do Conselho de Administração:
a) as bases e diretrizes para a elaboração do plano estratégico, bem como dos programas
anuais e planos plurianuais;
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Data-Base - 31/12/2007
b) o plano estratégico, bem como os respectivos planos plurianuais e programas anuais
de dispêndios e de investimentos da Companhia com os respectivos projetos;
c) os orçamentos de custeio e de investimentos da Companhia;
d) a avaliação do resultado de desempenho das atividades da Companhia;
II - aprovar:
a) critérios de avaliação técnico-econômica para os projetos de investimentos, com os
respectivos planos de delegação de responsabilidade para sua execução e implantação;
b) critérios de aproveitamento econômico de áreas produtoras e coeficiente mínimo de
reservas de óleo e gás, observada a legislação específica;
c) política de preços e estruturas básicas de preço dos produtos da Companhia;
d) planos de contas, critérios básicos para apuração de resultados, amortização e
depreciação de capitais investidos, e mudanças de práticas contábeis;
e) manuais e normas de contabilidade, finanças, administração de pessoal, contratação e
execução de obras e serviços, suprimento e alienação de materiais e equipamentos, de
operação e outros necessários à orientação do funcionamento da Companhia;
f) normas para cessão de uso, locação ou arrendamento de bens imóveis de propriedade
da Companhia;
g) plano anual de seguros da Companhia;
h) a estrutura básica dos órgãos da Companhia e suas respectivas Normas de
Organização, bem como criar, transformar ou extinguir órgãos operacionais ou
correspondentes, bem como órgãos temporários de obras, agências, filiais, sucursais e
escritórios no País e no exterior;
i) planos que disponham sobre a admissão, carreira, acesso, vantagens e regime
disciplinar dos empregados da Petrobras;
j) a lotação de pessoal dos órgãos da Companhia;
k) a designação dos titulares da Administração Superior da Companhia;
l) os planos anuais de negócios;
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Data-Base - 31/12/2007
m) formação de consórcios, de "joint-ventures", e de sociedades de propósito específico,
no País e no exterior;
III - autorizar a captação de recursos, contratação de empréstimos e financiamento no
País ou no exterior, inclusive mediante emissão de títulos;
IV - autorizar a prestação de garantias reais ou fidejussórias, observadas as disposições
legais e contratuais pertinentes;
V - autorizar a aquisição, na forma da legislação específica, de bens imóveis, navios e
unidades marítimas de perfuração e produção, bem como gravame e a alienação de
ativos da Companhia;
VI - autorizar a alienação ou gravame de ações ou cotas de sociedades nas quais a
Companhia detenha mais de 10% (dez por cento) do capital social, bem como a cessão
de direitos em consórcios ou "joint-ventures" em que a Companhia possua mais de 10%
(dez por cento) dos investimentos, podendo fixar limites de valor para delegação da
prática desses atos pelo Presidente ou Diretores;
VII - autorizar a celebração de convênios ou contratos com a União, Estados, Distrito
Federal e Municípios, podendo fixar limites de valor para a delegação da prática desses
atos pelo Presidente ou Diretores;
VIII - autorizar, na forma da legislação específica, atos de renúncia ou transação judicial
ou extrajudicial, para pôr fim a litígios ou pendências, podendo fixar limites de valor para a
delegação da prática desses atos pelo Presidente ou Diretores;
IX - acompanhar e controlar as atividades das subsidiárias e empresas das quais a
Petrobras participe ou com as quais esteja associada;
X - deliberar sobre marcas e patentes, nomes e insígnias;
XI - criar outros Comitês, vinculados ao Comitê de Negócios, aprovando as respectivas
regras de funcionamento e atribuições, consistentes com o Plano Básico de Organização.
Art. 34 A Diretoria Executiva reunir-se-á, ordinariamente, uma vez por semana, com a
maioria de seus membros, dentre eles o Presidente ou o seu substituto, e,
extraordinariamente, mediante convocação do Presidente ou de dois terços dos Diretores.
Parágrafo único. As matérias submetidas à apreciação da Diretoria Executiva serão
instruídas com as manifestações da área técnica, do Comitê de Negócios, e ainda do
parecer jurídico, quando necessários ao exame da matéria.
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Data-Base - 31/12/2007
Art. 35 Além das matérias de competência originária de deliberação colegiada previstas
no art. 33 deste Estatuto, a Diretoria Executiva poderá deliberar sobre os atos de gestão
de negócios de responsabilidade individual de cada um dos Diretores, dentro das áreas
de contato fixadas pelo Conselho de Administração no Plano Básico de Organização.
Compete ainda aos Diretores:
I - instruir os representantes da Companhia nas Assembléias Gerais das suas
subsidiárias, controladas e coligadas, em conformidade com as diretrizes fixadas pelo
II - admitir e demitir empregados e formalizar as designações para cargos e funções
gerenciais, aprovadas pela Diretoria Executiva;
III - designar empregados da Companhia para missões no exterior;
IV - assinar atos, contratos e convênios, bem como movimentar os recursos monetários
da Companhia, sempre em conjunto com outro Diretor.
Art. 36 As deliberações da Diretoria Executiva serão tomadas pelo voto da maioria dos
presentes e registradas no livro próprio de atas.
Parágrafo único. Em caso de empate, o Presidente poderá exercer o voto de qualidade.
Art. 37 A Diretoria Executiva encaminhará ao Conselho de Administração cópias das atas
de suas reuniões e prestará as informações que permitam avaliar o desempenho das
atividades da Companhia.
Seção IV
Do Presidente
Art. 38 Cabem ao Presidente a direção e a coordenação dos trabalhos da Diretoria
Executiva, competindo-lhe:
I - convocar e presidir as reuniões da Diretoria Executiva;
II - propor ao Conselho de Administração a distribuição, entre os Diretores, das áreas de
contato definidas no Plano Básico de Organização;
III - propor ao Conselho de Administração os nomes para Diretores da Companhia;
IV - designar, dentre os Diretores, seu substituto eventual, em suas ausências e
impedimentos;
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Data-Base - 31/12/2007
V - acompanhar e supervisionar, através da coordenação da ação dos Diretores, as
atividades de todos os órgãos da Companhia;
VI - designar os representantes da Companhia nas Assembléias Gerais das suas
subsidiárias, controladas e coligadas, em conformidade com as diretrizes fixadas pelo
VII - prestar informações ao Ministro de Estado ao qual a Companhia está vinculada, e
aos órgãos de controle do Governo Federal, bem como ao Tribunal de Contas da União e
ao Congresso Nacional.
Capítulo V
Da Assembléia Geral
Art. 39 A Assembléia Geral Ordinária realizar-se-á, anualmente, no prazo previsto no art.
132 da Lei nº 6.404, de 1976, em local, data e hora previamente fixados pelo Conselho de
Administração, para deliberar sobre as matérias de sua competência, especialmente:
I - tomar as contas dos administradores, examinar, discutir e votar as demonstrações
financeiras;
II - deliberar sobre a destinação do lucro líquido do exercício e a distribuição de
dividendos;
III - eleger os membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal.
Art. 40 A Assembléia Geral Extraordinária, além dos casos previstos em lei, reunir-se-á
mediante convocação do Conselho de Administração, para deliberar sobre assuntos de
interesse da Companhia, especialmente:
I - reforma do Estatuto;
II - aumento do limite do capital autorizado;
III - aumento do capital social, ressalvado o disposto no § 1º do art. 4o deste Estatuto;
IV - avaliação de bens com que o acionista concorrer para o aumento do capital social;
V - redução do capital social;
VI - emissão de debêntures conversíveis em ações ou a sua venda quando em tesouraria;
VII - incorporação da Companhia a outra sociedade, sua dissolução, transformação,
cisão, fusão;
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Data-Base - 31/12/2007
VIII - participação da Companhia em grupo de sociedades;
IX - alienação do controle do capital social de subsidiárias da Companhia;
X - destituição de membros do Conselho de Administração;
XI - alienação de debêntures conversíveis em ações de titularidade da Companhia e de
emissão de suas subsidiárias;
XII - fixação da remuneração dos administradores;
XIII - cancelamento do registro de Companhia aberta;
XIV - escolha de empresa especializada, a partir da apresentação pelo Conselho de
Administração de uma lista tríplice de empresas especializadas, para a elaboração de
laudo de avaliação de suas ações pelo respectivo valor econômico, a ser utilizado nas
hipóteses de cancelamento do registro de Companhia aberta ou do desenquadramento às
regras de padrão de governança societária, definidas por bolsa de valores ou entidade
mantenedora de mercado de balcão organizado, credenciada na Comissão de Valores
Mobiliários, visando o cumprimento das regras estabelecidas na competente
regulamentação de práticas diferenciadas de governança corporativa editada por tais
entidades, e de acordo com os termos dos contratos eventualmente celebrados pela
Petrobras com essas mesmas entidades;
XV - renúncia a direito de subscrição de ações ou debêntures conversíveis em ações de
subsidiárias, controladas ou coligadas.
§ 1º A deliberação da matéria prevista no inciso XIV deste artigo deverá ser tomada por
maioria absoluta de votos das ações ordinárias em circulação, não se computando os
votos em branco.
§ 2º Na hipótese de oferta pública formulada pelo acionista controlador, este arcará com
os custos da elaboração do laudo de avaliação.
Art. 41 A Assembléia Geral fixará, anualmente, o montante global ou individual da
remuneração dos administradores, bem como os limites de sua participação nos lucros,
observadas as normas da legislação específica.
Art. 42 As Assembléias Gerais serão presididas pelo Presidente da Companhia ou
substituto que este vier a designar, e, na ausência de ambos, por um acionista escolhido
pela maioria dos votos dos presentes.
Parágrafo único. O Presidente da Assembléia escolherá, dentre os acionistas presentes, o
Secretário da mesa.
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Capítulo VI
Do Conselho Fiscal
Art. 43 O Conselho Fiscal, de caráter permanente, compõe-se de até cinco membros e
respectivos suplentes, eleitos pela Assembléia Geral Ordinária, todos residentes no País,
observados os requisitos e impedimentos fixados na Lei das Sociedades por Ações,
acionistas ou não, dos quais um será eleito pelos detentores das ações ordinárias
minoritárias e outro pelos detentores das ações preferenciais, em votação em separado.
§ 1º Dentre os membros do Conselho Fiscal, um será indicado pelo Ministro de Estado da
Fazenda, como representante do Tesouro Nacional.
§ 2º Em caso de vaga, renúncia, impedimento ou ausência injustificada a duas reuniões
consecutivas, será o membro do Conselho Fiscal substituído, até o término do mandato,
pelo respectivo suplente.
§ 3º Os membros do Conselho Fiscal serão investidos nos seus cargos mediante a
assinatura de termo de posse no livro de atas e pareceres do Conselho Fiscal, do qual
constará: (i) a anuência aos contratos eventualmente celebrados pela Petrobras com
bolsa de valores ou entidade mantenedora de mercado de balcão organizado,
credenciada na Comissão de Valores Mobiliários, tendo por objetivo a adoção de padrões
de governança societária fixados por estas entidades, responsabilizando-se pelo
cumprimento de tais contratos e respectivos regulamentos de práticas diferenciadas de
governança corporativa, se for o caso, e (ii) anuência aos termos da cláusula
compromissória de que trata o art. 58 deste Estatuto.
Art. 44 O mandato dos membros do Conselho Fiscal é de um ano, permitida a reeleição.
Art. 45 A remuneração dos membros do Conselho Fiscal, além do reembolso obrigatório
das despesas de locomoção e estada necessárias ao desempenho da função será fixada
pela Assembléia Geral que os eleger, observado o limite estabelecido na Lei nº 9.292, de
1996.
Art. 46 Compete ao Conselho Fiscal, sem prejuízo de outras atribuições que lhe sejam
conferidas em virtude de disposição legal ou por determinação da Assembléia Geral:
I - fiscalizar, por qualquer de seus membros, os atos dos administradores e verificar o
cumprimento dos seus deveres legais e estatutários;
II - opinar sobre o relatório anual da administração, fazendo constar do seu parecer as
informações complementares que julgar necessárias ou úteis à deliberação da
Assembléia Geral;
III - opinar sobre as propostas dos administradores, a serem submetidas à Assembléia
Geral, relativas à modificação do capital social, emissão de debêntures ou bônus de
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Data-Base - 31/12/2007
subscrição, planos de investimentos ou orçamentos de capital, distribuição de dividendos,
transformação, incorporação, fusão ou cisão da Companhia;
IV - denunciar, por qualquer de seus membros, aos órgãos de administração e, se estes
não tomarem as providências necessárias para proteção dos interesses da Companhia, à
Assembléia Geral, os erros, fraudes ou crimes que descobrirem, e sugerir providências
úteis à Companhia;
V - convocar a Assembléia Geral Ordinária se os administradores retardarem por mais de
um mês essa convocação, e a Extraordinária sempre que ocorrerem motivos graves ou
urgentes, incluindo na pauta das assembléias as matérias que considerarem necessárias;
VI - analisar, pelo menos trimestralmente, o balancete e demais demonstrações
financeiras elaboradas periodicamente pela Diretoria;
VII - examinar as demonstrações financeiras do exercício social e sobre elas opinar;
VIII - exercer essas atribuições durante a liquidação.
Parágrafo único. Os membros do Conselho Fiscal participarão, obrigatoriamente, das
reuniões do Conselho de Administração em que devam ser apreciadas as matérias
referidas nos incisos II, III e VII deste artigo.
Capítulo VII
Dos Empregados da Companhia
Art. 47 Os empregados da Petrobras estão sujeitos à legislação do trabalho e aos
regulamentos internos da Companhia, observando-se as normas legais aplicáveis aos
empregados das sociedades de economia mista.
Art. 48 A admissão de empregados pela Petrobras e por suas subsidiárias e controladas
obedecerá a processo seletivo público, nos termos aprovados pela Diretoria Executiva.
Art. 49 As funções da Administração Superior e os poderes e responsabilidades dos
respectivos titulares serão definidos no Plano Básico de Organização da Companhia.
§ 1º As funções a que se refere o caput deste artigo poderão, excepcionalmente e a
critério da Diretoria, ser atribuídas a técnicos ou especialistas estranhos ao quadro
permanente da Companhia.
§ 2º As funções gerenciais que devam integrar o quadro organizacional da Companhia,
nos demais níveis, terão os poderes e responsabilidades dos titulares definidos nas
normas dos respectivos órgãos.
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Art. 50 Sem prejuízo das requisições previstas em lei, a cessão de empregados da
Petrobras e de suas subsidiárias ou controladas dependerá de autorização, em cada
caso, da Diretoria Executiva e será feita, sempre que possível, mediante o reembolso dos
custos correspondentes.
Art. 51 A Companhia destinará uma parcela dos resultados anuais a ser distribuída entre
seus empregados, de acordo com os critérios aprovados pelo Conselho de Administração,
observada a legislação em vigor.
Capítulo VIII
Disposições Gerais
Art. 52 As atividades da Petrobras obedecerão a um Plano Básico de Organização,
aprovado pelo Conselho de Administração, que conterá a estrutura geral e definirá a
natureza e as atribuições de cada órgão, as relações de subordinação, coordenação e
controle necessárias ao seu funcionamento, de acordo com o presente Estatuto.
Art. 53 O exercício social coincidirá com o ano civil, encerrando-se a 31 de dezembro de
cada ano, quando serão levantados o balanço patrimonial e demais demonstrações
financeiras, que deverão atender às disposições legais aplicáveis.
Parágrafo único. A Companhia poderá levantar balanços semestrais, para pagamento de
dividendos ou juros sobre o capital próprio, por deliberação do Conselho de
Administração.
Art. 54 Sobre os recursos transferidos pela União ou depositados por acionistas
minoritários, para fins de aumento do capital da sociedade, incidirão encargos financeiros
equivalentes à taxa SELIC desde o dia da transferência até a data da capitalização.
Art. 55 A Petrobras destinará, do lucro líquido apurado no seu Balanço Anual, a parcela
de 0,5% (cinco décimos por cento) sobre o capital social integralizado, para constituição
de reserva especial, destinada ao custeio dos programas de pesquisa e de
desenvolvimento tecnológico da Companhia.
Parágrafo único. O saldo acumulado da reserva prevista neste artigo não poderá exceder
5% (cinco por cento) do capital social integralizado.
Art. 56 Após deliberada a distribuição do dividendo mínimo previsto no art. 8º deste
Estatuto, poderá a Assembléia Geral, observados os termos da legislação societária e as
normas federais específicas, atribuir percentagens ou gratificação aos membros da
Diretoria Executiva da Companhia, por conta de participação nos lucros.
Art. 57 A Diretoria Executiva poderá autorizar a prática de atos gratuitos razoáveis em
benefício dos empregados ou da comunidade de que participe a empresa, inclusive a
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Data-Base - 31/12/2007
doação de bens inservíveis, tendo em vista suas responsabilidades sociais, na forma
prevista no § 4º do art. 154 da Lei nº 6.404, de 1976.
Art. 58 Deverão ser resolvidas por meio de arbitragem, obedecidas as regras previstas
pela Câmara de Arbitragem do Mercado, as disputas ou controvérsias que envolvam a
Companhia, seus acionistas, os administradores e conselheiros fiscais, tendo por objeto a
aplicação das disposições contidas na Lei nº 6.404, de 1976, neste Estatuto Social, nas
normas editadas pelo Conselho Monetário Nacional, pelo Banco Central do Brasil e pela
Comissão de Valores Mobiliários, bem como nas demais normas aplicáveis ao
funcionamento do mercado de capitais em geral, além daquelas constantes dos contratos
eventualmente celebrados pela Petrobras com bolsa de valores ou entidade mantenedora
de mercado de balcão organizado, credenciada na Comissão de Valores Mobiliários,
tendo por objetivo a adoção de padrões de governança societária fixados por estas
entidades, e dos respectivos regulamentos de práticas diferenciadas de governança
corporativa, se for o caso.
Parágrafo único. As deliberações da União, através de voto em Assembléia Geral, que
visem à orientação de seus negócios, nos termos do art. 238 da Lei nº 6.404, de 1976,
são considerados formas de exercício de direitos indisponíveis e não estarão sujeitas ao
procedimento arbitral previsto no caput deste artigo.
Art. 59 Os contratos celebrados pela Petrobras para aquisição de bens e serviços serão
precedidos de procedimento licitatório simplificado, na forma do regulamento aprovado
pelo Decreto nº 2.745, de 24 de agosto de 1998.
Art. 60 Com o objetivo de compor suas propostas para participar de licitações que
precedem as concessões de que trata a Lei nº 9.478, de 1997, a Petrobras poderá assinar
pré-contratos, mediante a expedição de cartas-convite, assegurando preços e
compromissos de fornecimento de bens e serviços.
Parágrafo único. Os pré-contratos conterão cláusula resolutiva de pleno direito, a ser
exercitada sem penalidade ou indenização de qualquer espécie no caso de outro licitante
ser declarado vencedor, e serão submetidos, posteriormente, à apreciação dos órgãos de
controle externo e fiscalização.
Art. 61 A União, na qualidade de acionista controladora da Companhia, os membros do
Conselho de Administração, do Conselho Fiscal e da Diretoria Executiva deverão:
I - Abster-se de negociar os Valores Mobiliários nos seguintes períodos:
a) no período de um mês que antecede ao encerramento do exercício social até a
publicação do edital, colocando à disposição dos acionistas as demonstrações financeiras
da Companhia ou sua publicação, prevalecendo o que primeiro ocorrer;
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Data-Base - 31/12/2007
b) no período compreendido entre a decisão tomada pelo órgão social competente de
aumentar ou reduzir o capital social, de distribuir dividendos ou bonificação em ações ou
emitir outros Valores Mobiliários, e a publicação dos respectivos editais ou anúncios.
II - Comunicar à Companhia e à bolsa de valores ou entidade mantenedora de mercado
de balcão organizado credenciada na Comissão de Valores Mobiliários, os seus planos de
negociação periódica de valores mobiliários, caso os possuírem, assim como as
subsequentes alterações ou descumprimento de tais planos. A comunicação deverá
conter, no mínimo, se o plano é de investimento ou desinvestimento programado, a
periodicidade e as quantidades programadas.
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Data-Base - 31/12/2007
Controlada/Coligada : PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY
A Petrobras International Finance Company (“PifCo”) sediada nas Ilhas Cayman, foi
constituída em 24 de setembro de 1997 como subsidiária integral da Petróleo Brasileiro
S.A. - Petrobras.
O principal objetivo da PifCo consiste em adquirir de terceiros petróleo e produtos
derivados de petróleo e vendê-los, acrescidos de “spread”, à Petrobras, que possui prazo
maior para pagamento à Companhia. Assim, as atividades e transações realizadas entre as
empresas, bem como a posição financeira e o resultado operacional da PifCo, são afetados
pelas decisões tomadas pela Petrobras. Além dessas atividades, porém em menor grau, a
Companhia também vende petróleo e produtos derivados de petróleo a terceiros. A PifCo
também atua na captação de empréstimos em mercados internacionais de capital, como
parte da estratégia financeira e operacional da Petrobras.
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1 - CÓDIGO CVM
2 - DENOMINAÇÃO SOCIAL 3 - CNPJ
DENOMINAÇÃO SOCIAL
19.02 - PEDIDOS EM CARTEIRA NOS TRÊS ÚLTIMOS EXERCÍCIOS
1- ITEM 2 - DESCRIÇÃO DOS PEDIDOS
3 - VALOR DOS PEDIDOS NO 4 - VALOR DOS PEDIDOS NO 5 - VALOR DOS PEDIDOS NO
ÚLTIMO EXERCÍCIO PENÚLTIMO EXERCÍCIO ANTEPENÚLTIMO EXERCÍCIO
CONTROLADA/COLIGADA
PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY
(Reais Mil) (Reais Mil) (Reais Mil)
Data-Base - 31/12/2007
99 ENCOMENDAS NÃO ATENDIDAS 0
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Data-Base - 31/12/2007
19.03 - MATÉRIAS PRIMAS E FORNECEDORES
Nome do
Produto/Fornecedor
Participação do Fornecedor
nas compras totais
Petróleo e
Derivados/Petrobras
19,32%
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Data-Base - 31/12/2007
19.04 - CLIENTES PRINCIPAIS POR PRODUTOS E/OU SERVIÇOS
Nome do Produto/Cliente Participação do Cliente na
receita líquida
Petróleo e
Derivados/Petrobras
45,53%
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Data-Base - 31/12/2007
1- Operações de venda de petróleo e derivados
Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras
Refinaria Alberto Pasqualini – Refap S.A.
Petrobras International Braspetro BV - PIB BV e subsidiárias
Petrobras Singapore Private Limited - PSPL
2- Operações de compra de petróleo e derivados
Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras
Compania Mega
Petrobras International Braspetro BV - PIB BV e subsidiárias
Refinaria Alberto Pasqualini – Refap S.A.
Petrobras Finance Limited - PFL
Petrobras Singapore Private Limited - PSPL
3- Operações de Mútuo
Ativo:
Petrobras Netherlands Braspetro BV - PNBV
AGRI-BV
Braspetro Oil Services Company - Brasoil
Petrobras International Braspetro BV - PIB BV
Petrobras Oil & Gas – POG
P&M Drilling International
Braspetro Oil Company - BOC
Passivo:
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras
4- Investimentos em Ações
Participação no Capital (%)
Controladas 2007 2006 2005
Petrobras Finance Limited - PFL 100,00 100,00 100,00
Petrobras Europe Limited - PEL 100,00 100,00 100,00
Bear Insurance Company Limited - BEAR 100,00 100,00 100,00
Petrobras Singapore Private Limited - PSPL 100,00 100,00 -
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Data-Base - 31/12/2007
19.09 - CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE ATUAÇÃO
A PifCo atua na comercialização de petróleo e derivados com a Petrobras e com terceiros,
assim suas operações são afetadas pelas decisões tomadas pela Petrobras, pelas condições
de mercado e pelas cotações das commodities no mercado internacional. A PifCo também
atua na captação de empréstimos em mercados internacionais de capital, como parte da
estratégia financeira e operacional da Petrobras.
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Data-Base - 31/12/2007
19.10 - RELATÓRIO DE DESEMPENHO
No exercício de 2007, a PifCo apresentou prejuízo de US$ 12.017 mil, 94% inferior em
relação ao prejuízo de US$ 204.698 mil no exercício de 2006, devido às despesas
extraordinárias de US$ 58.876 mil com a troca de títulos (Exchange Offer), compensados,
em parte, pelo desempenho superior de suas atividades comerciais.
Em 2006, o prejuízo de US$ 204.698 mil decorreu, principalmente, da despesa de ágio de
US$ 160.048 mil na recompra de títulos (Tender Offer).
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Data-Base - 31/12/2007
20.00 - INFORMAÇÕES SOBRE GOVERNANÇA CORPORATIVA
Governança Corporativa
A Petrobras e sua subsidiária Petrobras International Finance Company (PIFCo)
conquistaram sem ressalvas a primeira Certificação de Controles Internos dos Relatórios
Financeiros Consolidados, relativa ao exercício social de 2006. A certificação atende à lei
Sarbanes-Oxley (SOX), exigência legal para as empresas com ações ou títulos
registrados no mercado norte-americano.
No Brasil, a Petrobras está sujeita às regras da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e
da Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa). No exterior, cumpre as normas da
Securities and Exchange Commission (SEC) e da New York Stock Exchange (NYSE), nos
Estados Unidos, do Latibex da Bolsa de Madri, na Espanha, e da Bolsa de Comércio de
Buenos Aires e da Comisión Nacional de Valores (CNV), na Argentina.
A Companhia analisa a adesão formal ao Nível 1 de governança corporativa da Bovespa.
Desde as reformas estatutárias de 2002, atende aos requisitos estabelecidos.
A Companhia prosseguiu com o programa de treinamento em governança corporativa,
voltado a executivos e empregados cuja atuação envolva o relacionamento com
empresas do Sistema Petrobras. O objetivo é promover a conscientização sobre a
importância do tema e difundir as melhores práticas adotadas no Brasil e no exterior.
Também em 2007, a Comissão de Governança Corporativa foi vinculada ao Comitê de
Análise de Organização e Gestão, formado por gerentes executivos, evidenciando a
importância da adoção de boas práticas de governança na Companhia.
Controles internos
As Certificações de Controles Internos da Petrobras e da PIFCo do exercício de 2006
foram arquivadas em 2007 e contemplaram as subsidiárias e controladas relevantes à
avaliação e teste dos controles internos sobre os relatórios financeiros consolidados. O
processo foi planejado e operacionalizado pela Gerência Geral de Controles Internos,
supervisionado pelo Comitê de Gestão de Controles Internos da Petrobras e monitorado
pelo Comitê de Auditoria do Conselho da Administração da Companhia.
Para as Certificações do exercício de 2006, foram avaliados cerca de 17 mil controles.
Após uma análise de risco, foram testados aproximadamente 3,5 mil controles. A
Auditoria Externa efetuou também os seus testes, de forma independente da
Administração. Os controles internos foram examinados e atestados, sem ressalvas,
pelos auditores independentes.
Para a Certificação de 2007, a Gerência Geral de Controles Internos assessorou os
gestores na transformação da SOx em um processo rotineiro, incorporado integralmente à
cultura organizacional da Companhia. Além dos controles em nível de entidade, os
gestores concluíram com sucesso a auto-avaliação de 3,2 mil controles em processos
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contábeis, financeiros de serviços, tributários e de tecnologia da informação, cujos testes
estão em fase de conclusão pelas Auditorias Interna e Externa. Antes do arquivamento
da Certificação, cada gerente responsável por controle, em todos os níveis hierárquicos,
atestará a concordância com o resultado das avaliações e testes dos controles sob sua
responsabilidade.
Além do atendimento aos requisitos legais, o processo de Certificação anual da
Companhia traz benefícios do aprimoramento contínuo dos mecanismos de governança
corporativa, da revisão de políticas, diretrizes, códigos e regimentos, da padronização de
processos, normas e procedimentos e da ampliação da governança em tecnologia da
informação.
As principais ações de melhoria permanentes da Companhia na área de controles
internos contemplam o gerenciamento integrado dos controles em nível de entidade e de
processos, a análise e revisão contínua do mapeamento de riscos nos processos, a
extensão gradativa dos controles essenciais a toda as Unidades da Companhia e o
desenvolvimento de programas contínuos de formação de gestores em conceitos e
ferramentas padronizadas de mapeamento e avaliação de riscos e controles, com o apoio
da Universidade Petrobras.
Estrutura de Governança Corporativa
Na estrutura de governança corporativa da Petrobras, estão o Conselho de Administração
e seus comitês, a Diretoria Executiva, o Conselho Fiscal, a Auditoria Interna, a Ouvidoria
Geral, o Comitê de Negócios e os Comitês de Gestão.
Conselho de Administração
Órgão de natureza colegiada e com autonomia dentro de suas prerrogativas e
responsabilidades, estabelecidas por lei e pelo Estatuto Social, tem como principais
atribuições fixar as diretrizes estratégicas da Companhia e supervisionar os atos de
gestão da Diretoria Executiva. Eleitos em Assembléia Geral Ordinária para mandatos de
um ano, permitida a reeleição, o Conselho tem nove integrantes. Sete representam o
acionista controlador; um representa os acionistas minoritários titulares de ações
ordinárias; e outro participa em nome dos acionistas titulares de ações preferenciais.
Diretoria Executiva
Exerce a gestão dos negócios, em sintonia com a missão, os objetivos, as estratégias e
as diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração. É composta pelo presidente e seis
diretores eleitos pelo Conselho para mandatos de três anos, permitida a reeleição,
podendo ser destituídos a qualquer tempo. Somente o presidente é também membro do
Conselho de Administração, sem presidir o órgão.
Conselho Fiscal
Permanente e independente da Administração, como prevê a Lei das Sociedades
Anônimas, é composto por cinco membros, com mandatos de um ano, permitida
reeleição. Um deles representa os acionistas minoritários; outro, os acionistas titulares de
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ações preferenciais; e três atuam em nome da União – um deles indicado pelo ministro da
Fazenda, como representante do Tesouro Nacional. Cabe ao Conselho Fiscal representar
os acionistas na sua função fiscalizadora, acompanhando os atos dos administradores e
verificando o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários, bem como defender os
interesses da Companhia e dos acionistas.
Auditoria
A auditoria interna planeja e executa as atividades de auditoria do Sistema Petrobras.
Assessora a Alta Administração no alcance dos objetivos definidos no Plano Estratégico
através de uma abordagem sistemática e disciplinada para avaliação e melhoria da
eficácia dos processos de gerenciamento de riscos, controle e governança corporativa. A
partir de 2006, foi incluída nas atividades da auditoria a execução dos testes de controles
internos visando especificamente à certificação exigida pela Lei Sarbanes-Oxley.
A Companhia se vale também de auditoria externa, escolhida pelo Conselho de
Administração, com restrição à prestação de serviço de consultoria. É obrigatório, a cada
cinco anos, o rodízio para contratação da empresa de auditoria externa.
Ouvidoria Geral
A Ouvidoria Geral da Petrobras, vinculada ao Conselho de Administração, planeja,
orienta, coordena e avalia atividades que visem acolher opiniões, sugestões, críticas,
reclamações e denúncias dos públicos de relacionamento da Companhia, promovendo as
apurações decorrentes e as providências a serem adotadas. Cabe a essa unidade atuar
como canal para recebimento e processamento de denúncias a respeito de questões
contábeis, controles internos e auditoria, incluindo a submissão confidencial e anônima
por empregados, de modo a atender às exigências da Lei Sarbanes-Oxley.
Comitês do Conselho de Administração
Foram instituídos três comitês – Auditoria, Meio Ambiente, Remuneração e Sucessão.
Seus integrantes pertencem ao próprio Conselho de Administração e o assessoram no
cumprimento das responsabilidades de orientação e direção superior da Companhia.
Comitê de Auditoria
Atendendo totalmente às exigências da lei Sarbanes-Oxley, é composto por 3 membros
independentes do Conselho de Administração, sendo seu presidente um especialista
financeiro – de acordo com as definições da Securities and Exchange Commission (SEC).
Tem como função analisar questões relacionadas à integridade dos relatórios financeiros
em US GAAP e à eficácia dos controles internos, assim como supervisionar os auditores
externos e internos da Petrobras.
Comitê de Negócios
Fórum de integração, atua na promoção do alinhamento entre o desenvolvimento dos
negócios, a gestão da Companhia e as diretrizes do Plano Estratégico, dando suporte ao
processo decisório da Alta Administração.
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Data-Base - 31/12/2007
Comitês de Gestão
Fóruns para amadurecimento e aprofundamento de temas a serem apresentados ao
Comitê de Negócios, com o qual trabalham de forma articulada. Esta integração também
existe entre os Comitês de Gestão e no seu relacionamento com os Comitês do Conselho
de Administração.
A Companhia conta atualmente com os seguintes Comitês de Gestão: Exploração e
Produção; Abastecimento; Gás e Energia; Recursos Humanos; Segurança, Meio
Ambiente e Saúde; Análise de Organização e Gestão; Tecnologia da Informação;
Controles Internos; Riscos; Tecnologia Petrobras; Responsabilidade Social e Ambiental; e
Marketing e Marcas.
Organização Geral da Petrobras
Aprovado pelo Conselho de Administração em outubro de 2000, o modelo de
organização da Petrobras é aprimorado regularmente. Em 2007, mudanças
promovidas na estrutura organizacional da Companhia resultaram na
implementação de novo modelo de organização e gestão em algumas unidades,
como a ampliação do escopo de atuação da Unidade de Negócio de Exploração e
Produção da Bacia do Solimões, criação de estruturas organizacionais
temporárias para implantação de empreendimentos de grande porte na
Companhia e a transferência das atividades de Telecomunicações para a Área de
Serviços. Foram aprovados também projetos de reorganização em estruturas de
Unidades de Negócio no exterior, vinculadas à Área de Negócio Internacional.
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Data-Base - 31/12/2007
Conselho de Administração
Dilma Vana Rousseff - Presidente
Silas Rondeau Cavalcanti Silva
Guido Mantega
Luciano Galvão Coutinho
José Sergio Gabrielli de Azevedo
Arthur Antonio Sendas
Francisco Roberto de Alburquerque
Fábio Colletti Barbosa
Jorge Gerdau Johannpeter
Diretoria Executiva
José Sergio Gabrielli de Azevedo
Presidente
Almir Guilherme Barbassa
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Data-Base - 31/12/2007
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Renato de Souza Duque
Diretor de Serviços
Guilherme de Oliveira Estrella
Diretor de Exploração e Produção
Paulo Roberto Costa
Diretor de Abastecimento
Maria das Graças Foster
Diretora de Gás e Energia
Jorge Luiz Zelada
Diretor Internacional
Conselho Fiscal
Titulares
Marcus Pereira Aucélio
Maria Lúcia de Oliveira Falcón
Nelson Rocha Augusto
Túlio Luiz Zamin
César Acosta Rach
Suplentes
Celso Barreto Neto
Maria Auxiliadora Alves da Silva
Ricardo de Paula Monteiro
Edson Freitas de Oliveira
Eduardo Coutinho Guerra
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Data-Base - 31/12/2007
20.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADAS
Alterações em 17/06/2008
14.02 – INFORMAÇÕES RECOMENDÁVEIS, MAS NÃO OBRIGATÓRIAS
– Atualização dos títulos e valores mobiliários detidos por Conselheiros e
Diretores
– Inclusão de novos comunicados :
1. Pagamento de Dividendos e Juros sobre Capital Próprio
2. Descoberta de importante acumulação de óleo leve em águas rasas da
Bacia de Santos
3. Contratação de unidades de perfuração
4. Descontinuidade de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa
Nível 2 pela Suzano Petroquímica
5. Fitch eleva classificação de risco da Petrobras
6. Deliberações da Assembléia Geral Extraordinária
7. Comunicado – 9 de junho de 2008
8. Investimento em refino no Nordeste
9. Fato Relevante - 11 de junho de 2008
10. Descoberta Nova Acumulação de Óleo no Pré-Sal da Bacia de Santos
11. Investimento em Refino no Maranhão
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ÍNDICE
GRUPO QUADRO DESCRIÇÃO
Data-Base - 31/12/2007
PÁGINA
01 01 IDENTIFICAÇÃO 1
01 02 SEDE 1
01 03 DEPARTAMENTO DE ACIONISTAS 1
01 04 DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia) 2
01 05 REFERÊNCIA / AUDITOR 2
01 06 CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA 2
01 07 CONTROLE ACIONÁRIO / VALORES MOBILIÁRIOS 3
01 08 PUBLICAÇÕES DE DOCUMENTOS 3
01 09 JORNAIS ONDE A CIA DIVULGA INFORMAÇÕES 3
01 10 DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES 3
02.01 01 COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E DIRETORIA 4
02.01 02 COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO FISCAL 5
02 02 EXPERIÊNCIA PROFISSIONAL E FORMAÇÃO ACADÊMICA DE CADA CONSELHEIRO (ADM. E FISCAL) E 6
03 01 EVENTOS RELATIVOS A DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL 18
03 02 POSIÇÃO ACIONÁRIA DOS ACIONISTAS COM MAIS DE 5% DE AÇÕES ORDINÁRIAS E/OU PREFERENCIAIS 19
03 03 DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL DOS ACIONISTAS COM MAIS DE 5% DAS AÇÕES 20
04 01 COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL 20
04 02 CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS 21
04 03 BONIFICAÇÃO/DESDOBRAMENTO OU GRUPAMENTO DE AÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS 22
04 04 CAPITAL SOCIAL AUTORIZADO 23
04 05 COMPOSIÇÃO DO CAPITAL ACIONÁRIO AUTORIZADO 23
06 01 PROVENTOS DISTRIBUÍDOS NOS 3 ÚLTIMOS ANOS 24
06 03 DISPOSIÇÕES ESTATUTÁRIAS DO CAPITAL SOCIAL 26
06 04 DIVIDENDO OBRIGATÓRIO 26
07 01 REMUNERAÇÃO E PARTICIPAÇÃO DOS ADMINISTRADORES NO LUCRO 27
07 02 PARTICIPAÇÕES E CONTRIBUIÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS 27
07 03 PARTICIPAÇÃO EM SOCIEDADES CONTROLADAS E/OU COLIGADAS 28
08 01 CARACTERÍSTICAS DA EMISSÃO PÚBLICA OU PARTICULAR DE DEBÊNTURES 29
09 01 BREVE HISTÓRICO DA EMPRESA 32
09 02 CARACTERÍSTICA DO SETOR DE ATUAÇÃO 40
09 03 PERÍODOS DE SAZONALIDADE NOS NEGÓCIOS 45
10 01 PRODUTOS E SERVIÇOS OFERECIDOS 46
10 02 MATÉRIAS PRIMAS E FORNECEDORES 47
10 03 CLIENTES PRINCIPAIS POR PRODUTOS E/OU SERVIÇOS 48
11 01 PROCESSO DE PRODUÇÃO 49
11 02 PROCESSO DE COMERCIALIZAÇÃO, DISTRIBUIÇÃO, MERCADOS E EXPORTAÇÃO 73
11 03 POSICIONAMENTO NO PROCESSO COMPETITIVO 79
12 01 PRINCIPAIS PATENTES, MARCAS COMERCIAIS E FRANQUIAS 83
13 01 PROPRIEDADES 85
14 01 PROJEÇÕES EMPRESARIAIS E/OU DE RESULTADOS 87
14 02 INFORMAÇÕES RECOMENDÁVEIS, MAS NÃO OBRIGATÓRIAS 101
02/07/2008 14:55:52 Pág: 177

ÍNDICE
GRUPO QUADRO DESCRIÇÃO
Data-Base - 31/12/2007
PÁGINA
14 03 OUTRAS INFORMAÇÕES CONSIDERADAS IMPORTANTES PARA MELHOR ENTENDIMENTO DA 128
14 05 PROJETOS DE INVESTIMENTO 132
15 01 PROBLEMAS AMBIENTAIS 133
16 01 AÇÕES JUDICIAIS 137
17 01 OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADAS 138
18 01 ESTATUTO SOCIAL 143
PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY
19 01 POSICIONAMENTO NO PROCESSO COMPETITIVO 163
19 02 PEDIDOS EM CARTEIRA NOS TRÊS ÚLTIMOS EXERCÍCIOS 164
19 03 MATÉRIAS PRIMAS E FORNECEDORES 165
19 04 CLIENTES PRINCIPAIS POR PRODUTOS E/OU SERVIÇOS 166
19 05 OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADAS 167
19 09 CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE ATUAÇÃO 168
19 10 RELATÓRIO DE DESEMPENHO 169
20 00 INFORMAÇÕES SOBRE GOVERNANÇA CORPORATIVA 170
20 01 DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADAS 176
02/07/2008 14:55:52 Pág: 178

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