Petrobras 2006

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Petrobras 2006

  1. 1. COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS WASHINGTON, D.C. 20549 FORMULÁRIO 20-F RELATÓRIO ANUAL NOS TERMOS DOS ARTIGOS 13 OU 15(d) DA LEI DE MERCADO DE CAPITAIS DE 1934 Exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2006 Número de Registro na Comissão: 1-15106 Número de Registro na Comissão: 333-14168 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS Petrobras International Finance Company (Denominação exata da requerente, conforme especificado em seu estatuto social) (Denominação exata da requerente, conforme especificado em seu estatuto social) Brazilian Petroleum Corporation - PETROBRAS (Tradução da denominação da requerente para o inglês) República Federativa do Brasil Ilhas Cayman (Jurisdição de constituição) (Jurisdição de constituição) Avenida República do Chile, 65 20031-912 – Rio de Janeiro – RJ Brasil Harbour Place 103 South Church Street, 4th floor P.O. Box 1034GT - BWI George Town, Grand Cayman Ilhas Cayman (Endereço da sede social) (Endereço da sede social) Títulos registrados ou a serem registrados em conformidade com o Artigo 12(b) da Lei: Título de cada classe: Nome de cada bolsa de valores onde há registro: Ações Ordinárias da Petrobras, sem valor nominal* American Depositary Shares da PETROBRAS (comprovadas por American Depositary Receipts), cada uma representando 4 Ações Ordinárias Bolsa de Valores de Nova York Ações Preferenciais da PETROBRAS, sem valor nominal* American Depositary Shares da PETROBRAS (comprovadas por American Depositary Receipts), cada uma representando 4 Ações Preferenciais Bolsa de Valores de Nova York * Não se destinam à negociação, mas somente em relação ao registro das American Depositary Shares, de acordo com as exigências da Comissão de Valores Mobiliários. Títulos registrados ou a serem registrados de acordo com o Artigo 12(g) da Lei: Nenhum Títulos para os quais existe uma obrigação de apresentação de relatório de acordo com o Artigo 15(d) da Lei: Nome de cada classe: US$ 500.000.000 em Senior Notes da PifCo, com taxa de 9,125% e vencimento em 2007 US$ 450.000.000 em Senior Notes da PifCo, com taxa de 9,875% e vencimento em 2008 US$ 400.000.000 em Global Step-Up Notes da PifCo, com taxa de 9,00% e vencimento em 2008 US$ 600.000.000 em Senior Notes da PifCo, com taxa de 9,750% e vencimento em 2011 US$ 750.000.000 em Global Notes da PifCo, com taxa de 9,125% e vencimento em 2013 US$ 750.000.000 em Global Notes da PifCo, com taxa de 8,375% e vencimento em 2018 US$ 600.000.000 em Global Notes da PifCo, com taxa de 7,75% e vencimento em 2014 US$ 899.053.000 em Global Notes da PifCo, com taxa de 6,125% e vencimento em 2016 Indicar o número de ações em circulação de cada uma das classes do capital ou de ações ordinárias da emissora
  2. 2. no final do período abrangido por este Relatório Anual: Em 31 de dezembro de 2006, havia em circulação: 2.536.673.672 Ações Ordinárias da PETROBRAS, sem valor nominal 1.850.364.698 Ações Preferenciais da PETROBRAS, sem valor nominal 300.050.000 Ações Ordinárias da PifCo Assinalar com um X se a requerente for uma emissora experiente renomada, conforme definido pela Norma 405 da Lei de Mercado de Capitais de 1933. Sim  Não Se este relatório for um relatório anual ou de transição, assinalar com um X se a requerente não for obrigada a apresentar relatórios em conformidade com o artigo 13 ou 15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934. Sim Não  Assinalar com um X se a requerente (1) apresentou todos os relatórios exigidos a serem apresentados pelo Artigo 13 ou 15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934 durante os 12 meses anteriores (ou um período menor no qual a requerente foi obrigada a apresentar esses relatórios), e (2) esteve sujeita a essas exigências de registro nos últimos 90 dias. Sim  Não Assinalar com um X se a requerente é large accelerated filer [registrante antecipada de grande porte], accelerated filer [registrante antecipada] ou non-accelerated filer [registrante não antecipada]. Vide a definição de “accelerated filer” na Norma 12b-2 da Lei de Mercado de Capitais de 1934. (Assinalar um): Large accelerated filer  [Petrobras] Accelerated filer  Non-accelerated filer  [PifCo] Assinalar com um X qual item de demonstração financeira a requerente escolheu adotar. Item 17 Item 18  Se este for um relatório anual, assinalar com um X se a requerente é uma shell company [empresa de fachada] (conforme definido na Norma 12b-2 da Lei de Mercado de Capitais de 1934). Sim Não
  3. 3. ÍNDICE DECLARAÇÕES SOBRE OPERAÇÕES FUTURAS .................................................................................................1 DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES .......................................................................................................2 APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS.........................................................................................2 Petrobras..................................................................................................................................................2 PifCo .......................................................................................................................................................3 DESENVOLVIMENTOS RECENTES ........................................................................................................................3 Aquisição de Ativos do Grupo Ipiranga..................................................................................................3 APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES A RESPEITO DE RESERVAS.................................................................4 ITEM 1. DESCRIÇÃO DOS CONSELHEIROS, DA ALTA ADMINISTRAÇÃO E DOS CONSULTORES....................................................................................................................................5 ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA PREVISTO.........................................................5 ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES.............................................................................................................5 Dados Financeiros Selecionados.............................................................................................................5 Taxas de Câmbio...................................................................................................................................12 Fatores de Risco ....................................................................................................................................12 Riscos Relacionados às Nossas Operações ...........................................................................................12 Riscos Relacionados à PifCo.................................................................................................................19 Riscos Relacionados ao Relacionamento entre nós e o Governo Brasileiro..........................................19 Riscos Relacionados ao Brasil...............................................................................................................20 ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A EMPRESA.............................................................................................25 Histórico e Desenvolvimento da Petrobras ...........................................................................................25 Vantagens Competitivas........................................................................................................................26 Visão Geral por Segmento de Negócios................................................................................................30 Exploração, Desenvolvimento e Produção............................................................................................30 Refino, Transporte e Comercialização ..................................................................................................42 Distribuição...........................................................................................................................................54 Gás Natural e Energia............................................................................................................................57 Alternativa de Energia Renovável.........................................................................................................64 Internacional..........................................................................................................................................65 PifCo .....................................................................................................................................................77 Estrutura Organizacional.......................................................................................................................82 Ativo Permanente..................................................................................................................................84 Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil..........................................................................84 Iniciativas Ambientais, de Saúde e Segurança ......................................................................................91 Concorrência .........................................................................................................................................93 Seguro ...................................................................................................................................................94 ITEM 5. ANÁLISE E PERSPECTIVAS OPERACIONAIS E FINANCEIRAS...............................................95 Análise e Discussão da Administração sobre a Condição Financeira e Resultados Operacionais da Petrobras ........................................................................................................................................95 Visão Geral............................................................................................................................................95 Volumes de Vendas e Preços ................................................................................................................95 Efeito de Impostos em nosso Lucro ......................................................................................................98 Receitas e Despesas Financeiras ...........................................................................................................99 Inflação e Variação Cambial .................................................................................................................99 Resultados das Operações ...................................................................................................................101 Segmentos Comerciais ........................................................................................................................111 Análise e Discussão da Administração sobre a Condição Financeira e os resultados das Operações da PifCo............................................................................................................................................113 Visão Geral..........................................................................................................................................113 Compras e Vendas de Óleo Cru e Derivados ......................................................................................113 Resultados das Operações ...................................................................................................................114 Liquidez e Recursos de Capital...........................................................................................................115 Políticas e Estimativas Contábeis Essenciais ......................................................................................125 Impacto das Novas Normas de Contabilidade.....................................................................................128 Pesquisa e Desenvolvimento...............................................................................................................129 Tendência do Mercado........................................................................................................................131 ITEM 6. CONSELHEIROS, DIRETORIA EXECUTIVA E FUNCIONÁRIOS .............................................132
  4. 4. ii Conselheiros e Diretoria Executiva.....................................................................................................132 Remuneração.......................................................................................................................................140 Titularidade das Ações........................................................................................................................140 Conselho Fiscal ...................................................................................................................................140 Comitê de Auditoria............................................................................................................................141 PifCo ...................................................................................................................................................142 Funcionários e Relações Trabalhistas .................................................................................................142 ITEM 7. PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS.........................145 Principais Acionistas...........................................................................................................................145 Operações da Petrobras com Partes Relacionadas...............................................................................146 Operações da PifCo com Partes Relacionadas ....................................................................................146 ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS ....................................................................................................148 Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras da Petrobras...................................148 Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras da PifCo ........................................148 Processos Judiciais ..............................................................................................................................149 Distribuição de Dividendos.................................................................................................................155 ITEM 9. A OFERTA E LISTAGEM EM BOLSAS DE VALORES................................................................155 Petrobras..............................................................................................................................................155 PifCo ...................................................................................................................................................161 ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS........................................................................................................161 Estatuto Social da Petrobras................................................................................................................161 Restrições a Detentores Não Brasileiros .............................................................................................169 Transferência de Controle ...................................................................................................................169 Divulgação de Participações Acionárias .............................................................................................169 Contrato Social e Estatuto Social da PifCo .........................................................................................170 Contratos Relevantes...........................................................................................................................173 Controles Cambiais .............................................................................................................................174 Tributação Relativa às nossas ADSs e ações ordinárias e preferenciais .............................................175 Exibição de Documentos.....................................................................................................................186 ITEM 11. DIVULGAÇÃO QUALITATIVA E QUANTITATIVA SOBRE RISCOS DE MERCADO 188 Petrobras..............................................................................................................................................188 PifCo ...................................................................................................................................................194 ITEM 12. DESCRIÇÃO DE TÍTULOS QUE NÃO SÃO TÍTULOS PATRIMONIAIS .........................................195 ITEM 13. INADIMPLÊNCIA , DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA ..............................................................195 ITEM 14. MODIFICAÇÕES RELEVANTES NOS DIREITOS DOS ACIONISTAS E NO USO DOS RECURSOS........................................................................................................................................195 ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS .....................................................................................................195 ITEM 16A. PERITO FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA ....................................................................197 ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA .............................................................................................................................197 ITEM 16C. PRINCIPAIS TAXAS E SERVIÇOS CONTÁBEIS.............................................................................198 Principais Taxas Contábeis .................................................................................................................198 Taxas de Auditoria e Não Auditoria....................................................................................................198 Políticas e Procedimentos de Aprovação do Comitê de Auditoria......................................................199 ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM EM BOLSA PARA OS COMITÊS DE AUDITORIA......................................................................................................................................199 ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS PATRIMONIAIS (Ações) PELO EMISSOR E POR COMPRADORES AFILIADOS ........................................................................................................199 ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ....................................................................................................199 ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ....................................................................................................199 ITEM 19. ANEXOS............................................................................................................................................200 GLOSSÁRIO DOS TERMOS DO SETOR DE PETRÓLEO...................................................................................205 ABREVIAÇÕES .......................................................................................................................................................206 TABELA DE CONVERSÃO....................................................................................................................................206 ASSINATURAS........................................................................................................................................................207 ASSINATURAS........................................................................................................................................................208
  5. 5. 1 DECLARAÇÕES SOBRE OPERAÇÕES FUTURAS Muitas declarações feitas neste relatório anual são declarações sobre operações futuras dentro do significado do Artigo 27A da Lei de Mercado de Capitais de 1933, e suas emendas posteriores, e do Artigo 21E da Lei de Mercado de Capitais de 1934, e suas emendas posteriores, que não têm como base fatos históricos e não são garantia de resultados futuros. Muitas das declarações sobre operações futuras contidas neste relatório anual podem ser identificadas pelo uso de palavras sobre operações futuras, tais como “acreditar,” “esperar,” “prever,” “dever,” “planejar,” “estimar” e “potencial” entre outras. Fizemos declarações sobre operações futuras que abordam, entre outros: • nossa estratégia de comercialização e expansão regional; • nossas atividades de perfuração e outras atividades de exploração; • nossas atividades de importação e exportação; • nossos investimentos e outros custos, compromissos e receitas projetados e planejados; • nossa liquidez; e • nosso desenvolvimento de fontes de receita adicionais. Em virtude de essas declarações sobre operações futuras envolverem riscos e incertezas, há fatores importantes que podem fazer com que os resultados reais sejam relevantemente diferentes dos resultados contidos de forma explícita ou implícita nessas declarações sobre operações futuras. Esses fatores incluem: • as condições econômicas e comerciais gerais, incluindo preços de petróleo e outras commodities, margens de refino e taxas de câmbio vigentes; • desenvolvimentos políticos, econômicos e sociais brasileiros e internacionais; • nossa capacidade de encontrar, adquirir ou obter acesso a reservas adicionais e desenvolver com êxito as nossas reservas atuais; • incertezas inerentes à elaboração de estimativas de nossas reservas; • nossa capacidade de obter financiamento; • concorrência; • dificuldades técnicas na operação de nossos equipamentos e na prestação de nossos serviços; • alterações nos regulamentos governamentais, ou não cumprimento desses regulamentos; • recebimento aprovações e licenças governamentais; • operações militares, atos terroristas, guerras ou embargos; • o custo e a disponibilidade de cobertura de seguro adequada; e • outros fatores discutidos abaixo em “Fatores de Risco.” Essas declarações não são garantias de desempenho futuro e estão sujeitas a certos riscos, incertezas e premissas que são difíceis de prever. Portanto, nossos resultados reais podem ser relevantemente diferentes dos resultados expressos ou das previsões contidos em quaisquer declarações sobre operações futuras como resultado de diversos fatores, incluindo os contidos em “Fatores de Risco.”
  6. 6. 2 Todas as declarações sobre operações futuras são qualificadas expressamente, em sua totalidade, por esta declaração preventiva, e não se deve tomar como base nenhuma declaração sobre operações futuras contidas neste relatório anual. Os dados sobre reserva de petróleo e gás natural apresentados ou descritos neste relatório anual são apenas estimativas e nossa produção, nossas receitas e despesas reais a respeito de nossas reservas podem ser relevantemente diferentes dessas estimativas. Salvo se o contexto exigir de outra forma, os termos “Petrobras”, “nós” e “nosso” se referem à Petróleo Brasileiro S.A.- Petrobras e às suas subsidiárias consolidadas e empresas de propósito específico, incluindo a Petrobras International Finance Company. O termo “PifCo” se refere à Petrobras International Finance Company e às suas subsidiárias. DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES Um glossário de termos do setor de petróleo, uma tabela de abreviações e uma tabela de conversão são apresentados no início da página 209. APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS Neste relatório anual, as referências a “real”, “reais” ou “R$” são referências a reais brasileiros e as referências a “dólares norte-americanos” ou “US$” são a dólares dos Estados Unidos. Certos valores incluídos neste relatório anual estiveram sujeitos a ajustes de arredondamento; conseqüentemente, os valores apresentados como totais em certas tabelas podem não ser um total aritmético exato dos valores que os precedem. Petrobras As demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Petrobras e de nossas subsidiárias consolidadas de 31 de dezembro de 2006 e 2005, e de cada um dos três exercícios no período findo em 31 de dezembro de 2006, e as respectivas notas explicativas, contidas neste relatório anual foram apresentadas em dólares norte-americanos e elaboradas de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos EUA, ou U.S. GAAP. Vide o Item 5. “Análise Operacional e Financeira e Perspectivas” e a Nota Explicativa 2(a) às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. Também publicamos demonstrações financeiras no Brasil em reais de acordo com os princípios contábeis exigidos pela Lei no 6404/76, e suas emendas posteriores, ou Lei das Sociedades Anônimas e com os regulamentos promulgados pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM), ou BR GAAP, que são diferentes em aspectos significativos dos U.S. GAAP. Certos valores de exercícios anteriores para 2005 e 2004 foram reclassificados para estarem em conformidade com os padrões da apresentação do exercício atual. Essas reclassificações não tiveram impacto em nosso lucro líquido. Nossa moeda funcional é o real brasileiro. Conforme descrito mais completamente na Nota Explicativa 2(a) às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas, os valores em dólares norte-americanos das datas e dos períodos apresentados em nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas foram reavaliados ou convertidos a partir de valores em reais de acordo com os critérios estabelecidos nos Pronunciamentos de Normas de Contabilidade Financeira no 52 da Junta de Normas de Contabilidade Financeira dos EUA, ou SFAS 52. Os valores em dólares norte-americanos apresentados neste relatório anual foram convertidos de reais à taxa de câmbio do final do período para os itens do balanço patrimonial e à média da taxa de câmbio vigente durante o período para os itens de demonstração do resultado e fluxo de caixa. Salvo se o contexto indicar de outra forma, • os dados históricos contidos neste relatório anual que não foram derivados das demonstrações financeiras consolidadas foram convertidos de reais de forma similar; • os valores relacionados a operações futuras, incluindo os investimentos futuros previstos, tiveram, todos, como base nosso Plano Estratégico de 2015 da Petrobras, que abrange o período de 2004 a
  7. 7. 3 2015, o qual denominamos Plano Estratégico de 2015 da Petrobras, e nosso Plano de Negócios de 2007-2011, e foram projetados de forma constante e convertidos de reais em 2007 a uma média estimada da taxa de câmbio de R$2,50 para US$ 1,00, e os cálculos futuros que envolvem um preço assumido de petróleo foram feitos usando um preço de petróleo Brent de US$ 55,00 por barril para 2007, US$ 40,00 por barril para 2008 e US$ 35,00 por barril para 2009 e, posteriormente, ajustado em relação às nossas diferenças de qualidade e local, salvo quando for declarado de outra forma; e • futuros investimentos estimados têm como base os valores orçados mais recentes, que podem não ter sido ajustados para refletir todos os fatores que podem afetar esses valores. PifCo A moeda funcional da PifCo é o dólar norte-americano. Substancialmente todas as vendas da PifCo são feitas em dólares norte-americanos e toda a sua dívida é denominada em dólares norte-americanos. Conseqüentemente, as demonstrações financeiras consolidadas auditadas da PifCo de 31 de dezembro de 2006 e 2005, e de cada um dos três exercícios no período findo em 31 de dezembro de 2006, e as notas explicativas anexas contidas neste relatório anual foram apresentadas em dólares norte-americanos e elaboradas de acordo com os U.S. GAAP e incluem as subsidiárias integrais da PifCo: Petrobras Europe Limited, Petrobras Finance Limited, Bear Insurance Company Limited – BEAR e a Petrobras Singapore Private Limited DESENVOLVIMENTOS RECENTES Emissões de Títulos da PESA Em 7 de maio de 2007, a Petrobras Energía S.A. (PESA), empresa controlada indiretamente por nós, emitiu títulos em um total de US$ 300 milhões, com um prazo de 10 anos e juros a 5,875% ao ano. Os juros serão pagos semestralmente e o principal será pago em uma parcela única no vencimento. A emissão foi feita no mercado da Argentina e no mercado internacional. Aquisição de Ativos do Grupo Ipiranga Em 18 de março de 2007, a Ultrapar Participações S.A. (a “Ultrapar”) adquiriu, na qualidade de agente de comissão atuando em nome da Braskem S.A. (a “Braskem”) e nós, o capital social total das ações controladoras da Refinaria de Petróleo Ipiranga S.A. (a “RPI”), da Distribuidora de Produtos de Petróleo Ipiranga S.A. (a “DPPI”) e da Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga (a “CBPI”) (coletivamente, o “Grupo Ipiranga”), incluindo os ativos petroquímicos, de refino e distribuição. De acordo com o contrato de investimento, nós e a Braskem reconhecemos e acordamos os termos da operação proposta. Após a conclusão da aquisição proposta, os negócios do Grupo Ipiranga serão administrados pela Ultrapar, pela Braskem e por nós. A Ultrapar deterá os negócios de varejo localizados nas regiões Sul e Sudeste do Brasil, e deteremos os negócios de varejo localizados nas regiões Norte, Nordeste e Centro Oeste do Brasil. Além disso, deteremos 100% do capital social da “IASA” (uma subsidiária do grupo que produz asfalto). Nós e a Braskem deteremos conjuntamente os ativos petroquímicos, representados pela Ipiranga Química S.A. e pela Ipiranga Petroquímica S.A. (a “IPQ”) e a participação da IPQ na Copesul – Companhia Petroquímica do Sul (a “Copesul”), na proporção de 40% e 60%, respectivamente. Os ativos relacionados às operações de refino serão compartilhados igualmente entre a Ultrapar, Braskem e nós. Espera-se que a transação Ipiranga seja concluída durante o quarto trimestre de 2007. Espera-se que a transação ocorra em quatro fases. Na primeira fase, a Ultrapar adquiriu a RPI, a DPPI e CBPI dos acionistas controladores dessas empresas por um preço de compra de R$ 2.000,2 milhões. Na segunda fase, a Ultrapar fará uma oferta obrigatória para o restante das ações com direito a voto em circulação da RPI, da DPPI e da CBPI, conforme exigido de acordo com a legislação brasileira. Na fase seguinte, a Ultrapar emitirá ações preferenciais em troca pelas ações preferenciais em circulação da RPI, da DPPI e da CBPI. Na quarta fase, a Ultrapar entregará parte dos ativos de distribuição para nós, e o total dos ativos petroquímicos para nós e a Braskem.
  8. 8. 4 O valor total estimado para a operação é US$ 4,0 bilhões e espera-se que paguemos aproximadamente US$ 1,3 bilhão por nossa participação. A transação estará sujeita à aprovação das autoridades antitruste brasileiras (CADE – Conselho Administrativo de Defesa Econômica), a Secretaria de Direitos Econômicos e a Secretaria de Monitoramento Econômico. Aquisição de Refinaria - Pasadena Texas Em setembro de 2006, anunciamos a conclusão da aquisição pela Petrobras America, Inc., ou PAI, nossa subsidiária integral no Golfo do México norte-americano, de 50% da Pasadena Refining System Inc. (a PRSI), anteriormente a Crown Refinery em Pasadena, Texas, da Astra Oil Company, uma empresa de refino e comercialização estabelecida nos Estados Unidos pelo grupo belga Compagnie Nationale à Portefeuille SA-CNP. O preço de compra foi de aproximadamente US$ 416 milhões. A PAI e a Astra estão conduzindo estudos para expandir sua capacidade e instalar unidades que possibilitarão que ela processe óleos pesados e entregue produtos de alta qualidade. Energia Elétrica Espera-se que a Petrobras assine um contrato com a Agência Nacional de Energia Elétrica, ou ANEEL, em um esforço para aumentar a capacidade em 24 usinas termoelétricas. Esse contrato é destacado como parte de nossa estratégia para desenvolver o mercado de gás natural brasileiro como uma empresa de energia integrada com a meta de tornar os negócios de energia a gás lucrativo. Os atos a serem praticados antes de 2011 permitirão uma capacidade de energia elétrica adicional de 4 GW, que se espera que seja atingida não apenas por meio de um maior fornecimento de gás, mas também por meio da conversão de usinas para aquelas que podem conduzir operações de biocombustível e por meio da disponibilidade de usinas que podem processar óleo combustível. Entendemos que nossos atos, juntamente com os atos de outras empresas, com a contratação para a demanda prevista e a capacidade de reserva para geração de energia, permitirão aos negócios elétricos uma maior estabilidade operacional. APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES A RESPEITO DE RESERVAS As estimativas de nossas reservas provadas de petróleo e gás natural em 31 de dezembro de 2006, incluídas neste relatório anual foram calculadas de acordo com as definições técnicas exigidas pela Securities and Exchange Commission [Comissão de Valores Mobiliários] dos EUA, ou SEC. DeGolyer e MacNaughton forneceram as estimativas da maior parte de nossas reservas domésticas líquidas em 31 de dezembro de 2006. Todas as estimativas de reservas envolvem algum grau de incerteza. Vide o Item 3. “Principais Informações — Fatores de Risco — Riscos Relacionados às Nossas Operações” para obter uma descrição dos riscos relacionados às nossas reservas e nossas estimativas de reservas. Também registramos estimativas de reserva de petróleo e gás em autoridades governamentais na maior parte dos países nos quais operamos. Em 12 de janeiro de 2007, registramos estimativas de reserva para o Brasil na Agência Nacional de Petróleo (ou ANP), de acordo com as normas e regulamentos brasileiros, totalizando 11,671 bilhões de barris de petróleo, condensado e 12.492,9 bilhões de pés cúbicos de gás natural. As estimativas de reserva que registramos na ANP e as estimativas de reserva fornecidas neste documento são diferentes em aproximadamente 30,1%. Essa diferença é decorrente (1) da exigência da ANP de que façamos estimativas de reservas provadas pelo abandono técnico de poços de produção, ao invés de limitar as estimativas de reserva à vigência de nossos contratos de concessão, conforme exigido pela Norma 4-10 do Regulamento S-X e (2) de diferentes critérios técnicos para lançar as reservas provadas, incluindo o uso de dados sísmicos 3-D para estabelecer reservas provadas no Brasil. Também registramos estimativas de reserva de nossas operações internacionais em diversos órgãos governamentais de acordo com as diretrizes da Empresa dos Engenheiros de Petróleo, ou SPE. O total das estimativas de reserva de nossas operações internacionais, de acordo com as diretrizes da SPE, corresponde a 0,66 bilhão de barris de petróleo e LGN e 3.679 bilhões de pés cúbicos de gás natural, que é diferente em aproximadamente 44% das estimativas de reserva fornecidas neste documento em virtude de as diretrizes técnicas diferentes da SPE permitirem (1) o lançamento de reservas na Bolívia além da vigência de certos contratos de venda de gás e (2) o lançamento de reservas na Nigéria com base em dados sísmicos 3-D e certas técnicas de recuperação de petróleo, tais como injeção de fluído, com base em campos análogos
  9. 9. 5 A Bolívia e a Venezuela implementaram novas medidas de nacionalização durante 2006. As medidas de nacionalização na Bolívia e Venezuela causaram uma redução de nossas reservas nesses países em 2006. A nova regulamentação na Venezuela reduziu nossas reservas já que a Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) se tornou a principal controladora das empresas, criada para operar os campos com empresas privadas. Em virtude dos novos regulamentos do governo, nossas reservas na Bolívia também foram reduzidas. Na Nigéria, o consórcio encarregado do campo Akpo incluía a Total, a Petrobras e uma empresa privada nigeriana denominada SAPETRO. O contrato celebrado por essas empresas estabeleceu que a Total e a Petrobras arcarão com o custo de investimento da terceira parte, e serão compensadas no futuro com a produção/reservas da SAPETRO. Durante 2006, a SAPETRO vendeu sua participação para uma empresa petrolífera chinesa e, como parte desse contrato, a Petrobras a Total foram reembolsadas por seus investimentos realizados no passado. Além disso, na Nigéria, em virtude de certos acordos farm-in no campo Akpo, reduzimos nossas expectativas de produção futura. Vide “Item 4.—Informações sobre a Empresa—Internacionais.” ITEM 1. DESCRIÇÃO DOS CONSELHEIROS, DA ALTA ADMINISTRAÇÃO E DOS CONSULTORES Não aplicável. ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA PREVISTO Não aplicável. ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES Dados Financeiros Selecionados Petrobras A tabela a seguir estabelece nossos dados financeiros consolidados selecionados, apresentados em dólares norte-americanos e elaborados de acordo com os U.S. GAAP. Os dados de cada um dos cinco exercícios no período findo em 31 de dezembro de 2006 foram derivados de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas, que foram auditadas pela KPMG Auditores Independentes a respeito do exercício findo em 31 de dezembro de 2006, pela Ernst & Young Auditores Independentes S/S a respeito de cada um dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2005, 2004 e 2003, e pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes a respeito do exercício findo em 31 de dezembro de 2002 . As informações abaixo devem ser lidas junto às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas e às notas explicativas anexas e ao Item 5. “Análise Operacional e Financeira e Perspectivas”, e são qualificadas em sua totalidade por referência às referidas demonstrações. Certos valores do exercício anterior de 2005 e 2004 foram reclassificados para estar em conformidade com os padrões de apresentação do exercício atual. Essas reclassificações não tiveram impacto em nosso lucro líquido.
  10. 10. 6 DADOS DO BALANÇO PATRIMONIAL Em 31 de dezembro de 2006 2005 2004 2003 2002 (em milhões de dólares norte-americanos) Ativo Ativo Circulante: Disponibilidades ........................................................................... $ 12.688 $ 9.871 $ 6.856 $ 8.344 $ 3.301 Contas a receber, líquidas ............................................................ 6.311 6.184 4.285 2.905 2.267 Estoques ........................................................................................ 6.573 5.305 4.904 2.947 2.540 Impostos a recuperar..................................................................... 2.593 2.087 1.475 917 672 Adiantamentos a fornecedores..................................................... 948 652 422 504 794 Outros ativos circulantes.............................................................. 1.842 1.685 1.484 1.817 748 Total do ativo circulante ................................................... 30.955 25.784 19.426 17.434 10.322 Imobilizado, líquido............................................................................. 58.897 45.920 37.020 30.805 18.224 Investimentos em empresas não consolidadas e outros investimentos .................................................................................. 3.262 1.810 1.862 1.173 334 Outros ativos: Contas a receber, líquidas ............................................................ 513 642 411 528 369 Adiantamentos a fornecedores..................................................... 852 462 580 416 450 Contas a receber de Petróleo e Álcool do governo brasileiro(1) ............................................................................. 368 329 282 239 182 Títulos do governo........................................................................ 479 364 326 283 176 Obrigação de pensão não reconhecida ........................................ — — — — 61 Depósitos restritos para processos judiciais e garantias............. 816 775 699 543 290 Impostos a recuperar..................................................................... 1.292 639 536 467 156 Investimentos PEPSA e PELSA.................................................. — — — — 1.073 Fundo de comércio ....................................................................... 243 237 211 183 — Despesas pré-pagas....................................................................... 244 246 271 190 100 Títulos negociáveis....................................................................... 94 129 313 806 208 Ativo de valor justo de hedge de gás........................................... — 547 635 — — Outros............................................................................................ 665 754 510 545 209 Total de outros ativos........................................................ 5.566 5.124 4.774 4.200 3.274 Total do ativo.......................................................... $98.680 $78.638 $ 63.082 $ 53.612 $ 32.154 Passivo e Patrimônio Líquido Circulante: Contas a pagar a fornecedores ..................................................... $ 5.418 $ 3.838 $ 3.284 $ 2.261 $ 1.702 Impostos a pagar........................................................................... 3.357 3.423 2.569 2.305 1.801 Dívida de curto prazo ................................................................... 1.293 950 547 1.329 671 Parcela de curto prazo da dívida de longo prazo ........................ 2.106 1.428 1.199 1.145 727 Parcela de curto prazo de project financings.............................. 2.182 2.413 1.313 842 239 Parcela de curto prazo de obrigações de leasing financeiro....... 231 239 266 378 349 Dividendos e juros sobre capital a pagar..................................... 3.693 3.068 1.900 1.955 307 Folha de pagamento e encargos relacionados............................. 1.192 918 618 581 283 Adiantamentos de clientes............................................................ 880 609 290 258 119 Obrigações de benefícios pós-aposentadoria de funcionários – Pensão............................................................. 198 206 166 160 89 Outros passivos circulantes.......................................................... 1.236 1.069 1.176 823 976 Total do passivo circulante............................................... 21.786 18.161 13.328 12.037 7.263 Exigível a longo prazo: Dívida a longo prazo .................................................................... 10.510 11.503 12.145 11.888 6.987 Project financings......................................................................... 4.192 3.629 4.399 5.066 3.800 Obrigações de benefícios de pós-aposentadoria de funcionários – Pensão............................................................. 4.645 3.627 2.915 1.895 1.363 Obrigações de benefícios de pós-aposentadoria de funcionários – Assistência Médica ........................................ 5.433 3.004 2.137 1.580 1.060 Obrigações de Leasing financeiro ............................................... 824 1.015 1.069 1.242 1.907 Imposto de renda diferido ............................................................ 2.916 2.166 1.558 1.122 259 Passivos de energia a gás ............................................................. — – 1.095 1.142 — Incentivo de Compra Diferido ..................................................... — 144 153 — — Provisão para abandono de poços................................................ 1.473 842 403 396 — Outros passivos............................................................................. 636 556 497 541 350 Total do exigível a longo prazo........................................ 30.629 26.486 26.371 24.872 15.726 Participação minoritária....................................................................... 1.966 1.074 877 367 (136)
  11. 11. 7 Em 31 de dezembro de 2006 2005 2004 2003 2002 (em milhões de dólares norte-americanos) Patrimônio Líquido Ações autorizadas e emitidas: Ações preferenciais....................................................................... 7.718 4.772 4.772 2.973 2.459 Ações ordinárias ........................................................................... 10.959 6.929 6.929 4.289 3.761 Reserva de capital e outro lucro abrangente ............................... 25.622 21.216 10.805 9.074 3.081 Total do Patrimônio Líquido ............................................ 44.299 32.917 22.506 16.336 9.301 Total do Passivo e Patrimônio Líquido................. $98.680 $ 78.638 $ 63.082 $ 53.612 $ 32.154 (1) Antes de 29 de julho 1998, a Conta de Petróleo e Álcool refletiu a diferença entre nosso custo real para petróleo e derivados importados e o preço estabelecido pelo governo brasileiro, bem como os efeitos líquidos sobre a Petrobras da administração de certos subsídios e de nossas atividades de álcool combustível. De 29 de julho de 1998 a 31 de dezembro de 2001, a Conta de Petróleo e Álcool foi obrigada a ser ajustada pela PPE e certos custos de transporte de combustível e outros custos reembolsáveis. Na liberação de preços em 2 de janeiro de 2002, a Conta de Petróleo e Álcool refletiu somente o saldo em aberto devido à Petrobras pelo governo brasileiro e ajustes resultantes da correção monetária e auditorias à Conta. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa — Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil — Regulamentação de Preços — A Conta de Petróleo e Álcool.”
  12. 12. 8 DADOS DA DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO Do Exercício Findo em 31 de dezembro de 2006 2005 (8) 2004 (8) 2003(8) 2002(8) (em milhões de dólares norte-americanos, exceto ações e dados por ação) Vendas de produtos e serviços $ 93.893 $ 74.065 $ 51.954 $ 42.690 $ 32.987 Impostos de valor agregado e outros impostos sobre vendas e serviços................................................. (17.906) (14.694) (10.906) (9.527) (7.739) CIDE(1) ............................................................................... (3.640) (3.047) (2.620) (2.249) (2.636) Receitas operacionais líquidas............................................ 72.347 56.324 38.428 30.914 22.612 Custo de vendas................................................................... 40.061 29.828 21.279 15.533 11.506 Depreciação, exaustão e amortização (2)(3)...................... 3.673 2.926 2.481 1.785 1.930 Exploração, incluindo poços secos (2)............................... 934 1.009 613 512 435 Despesas de vendas, gerais e administrativas ................... 4.989 4.474 2.901 2.091 1.741 Outras despesas operacionais............................................. 1.829 2.008 793 597 222 Total dos custos e despesas ................................................ 51.486 40.245 28.067 20.518 15.834 Receitas financeiras............................................................. 1.165 710 956 634 1.142 Despesas financeiras........................................................... (1.340) (1.189) (1.733) (1.247) (774) Variação monetária e cambial sobre ativos e passivos monetários, líquida......................................... 75 248 450 509 (2.068) Despesas de benefícios a funcionários............................... (1.017) (994) (650) (595) (451) Outras receitas (despesas) não operacionais, líquidas (4) ..................................................................... (583) (262) (449) (924) (1.395) Receita antes de impostos de renda,................................... Participação minoritária, item extraordinário e alteração contábil........................................................... 19.161 14.592 8.935 8.773 3.232 Benefício (despesa) de imposto de renda:......................... Atual..................................................................................... (5.011) (4.223) (2.114) (2.599) (1.269) Diferido................................................................................ (680) (218) (117) (64) 116 Total da despesa de imposto de renda................................ (5.691) (4.441) (2.231) (2.663) (1.153) Participações minoritárias em resultados de subsidiárias consolidadas.............................................. (644) 35 (514) (248) 232 Receita antes de item extraordinário e efeito de alteração no princípio contábil...................................... 12.826 10.186 6.190 5.862 2.311 Ganho extraordinário líquido de imposto — 158 — — — Efeito acumulado da alteração no princípio contábil, líquido de imposto (2).................................... — — — 697 — Lucro líquido do exercício.................................................. $ 12.826 $ 10.344 $ 6.190 $ 6.559 $ 2.311 Média ponderada do número de ações Em circulação:(5) ................................................................ Ordinárias (5)....................................................................... 2.536.673.672 2.536.673.672 2.536.673.672 2.536.673.672 2.536.673.672 Preferenciais (5) ................................................................ 1.850.364.698 1.849.478.028 1.849.478.028 1.849.478.028 1,807,742,676 Lucro básico e diluído por ação: (5)(6) Ações Ordinárias e Preferenciais (5)(6)............................. $ 2,92 $ 2,36 $ 1,41 $ 1,50 $ 0,53 ADS Ordinárias e Preferenciais (5)(6)............................... $ 11,68 $ 9,44 $ 5,64 $ 6,00 $ 2,12 Dividendos em dinheiro por (5)(7): Ação Ordinária e Preferencial (5)(7) ................................ $0,84 $0,68 $0,42 $0,37 $0,29 ADS Ordinária e Preferencial (5)(7)................................ $3,36 $2,72 $1,68 $1,48 $1,16 (1) O CIDE é um imposto por transação devido ao governo brasileiro, exigido a ser pago pelos produtores, instalações de mistura e importadores sobre as compras e vendas de produtos de combustível e petróleo especificados a um valor determinado para diferentes produtos com base na unidade de medida normalmente usada para esses produtos (2) Em 2002, US$ 284 milhões em custos de abandono foram reconhecidos como depreciação, exaustão e amortização de acordo com o SFAS 19. Em 2003, como resultado de nossa adoção do SFAS 143 – Contabilidade para Obrigações de Obrigações de Abandono de Ativos, a depreciação na obrigação de abandono de ativos foi registrada em depreciação, exaustão e amortização, enquanto a despesa de acréscimo foi registrada em exploração, incluindo poços secos. Essa alteração resultou em US$ 43 milhões em custos de abandono sendo reconhecidos como exploração, incluindo poços secos em 2003. O efeito cumulativo da adoção foi registrado de forma separada. (3) Inclui encargo de desvalorização. (4) Os valores reportados incluem encargos financeiros a respeito da Conta de Petróleo e Álccol de US$ 2 milhões em 2002. (5) Em 22 de julho de 2005, nosso Conselho de Administração autorizou um desdobramento de ações de 4 para 1. Para fins de comparação, a média ponderada do número de ações em circulação, o lucro líquido por ação/ADS e os dividendos em
  13. 13. 9 dinheiro por ação/ADS foram reformulados para os períodos anteriores ao desdobramento de ações, que entrou em vigor em 1º de setembro de 2005. Vide a nota explicativa 10 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. (6) O lucro por ação básico e diluído de 2003 reflete nossa adoção do SFAS 143. Essa alteração no princípio contábil alterou nosso lucro por ação básico e diluído de 2003 de US$ 1,34 (antes do efeito da alteração no princípio contábil) para US$ 1,50 (após o efeito da alteração no princípio contábil). E em 2005, o item extraordinário alterou nosso lucro por ação básico e diluído de US$ 2.32 (antes do efeito do item extraordinário) para US$ 2.36 (após o efeito do item extraordinário). (7) Representa dividendos declarados a respeito do lucro de cada período. (8) Certos valores de exercícios anteriores foram reclassificados para ficar em conformidade com os padrões da apresentação do exercício atual. Essas reclassificações não tiveram impacto no lucro líquido da Empresa.
  14. 14. 10 PifCo A tabela a seguir estabelece os dados financeiros consolidados selecionados da PifCo, apresentados em dólares norte-americanos e elaborados de acordo com os U.S. GAAP. Os dados de cada um dos cinco exercícios no período findo em 31 de dezembro de 2006 foram derivados das demonstrações financeiras consolidadas auditadas da PifCo, que foram auditadas pela KPMG Auditores Independentes a respeito do exercício findo em 2006, pela Ernst & Young Auditores Independentes S/S a respeito de cada um dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2005, 2004 e 2003 e pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes a respeito do exercício findo em 31 de dezembro de 2002. As informações contidas abaixo devem ser lidas junto às demonstrações financeiras consolidadas auditadas da PifCo e às notas explicativas anexas, e ao Item 5. “Análise Operacional e Financeira e Perspectivas”, e são qualificadas em sua totalidade por referência às referidas demonstrações.
  15. 15. 11 DADOS DA DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO E BALANÇO PATRIMONIAL - PifCo Do Exercício Findo em 31 de dezembro de 2006 2005 2004 2003 2002 (em milhões de dólares norte-americanos) Dados da Demonstração do Resultado: Vendas de petróleo e derivados e Serviços: Partes relacionadas ......................................... $14.236,5 $13.974,4 $10.118,4 $5.543,0 $5.375,5 Outras .............................................................. 7.833,3 3.161,7 2.237,2 1.432,5 1.014,7 Receitas de arrendamento (1) ........................................... — — — — 36,1 $ 22.069,8 $17.136,1 $12.355,6 $6.975,5 $6.426,3 Despesas Operacionais: Custo de vendas Partes Relacionadas........................................ (8.122,0) (7.780,3) (4.391,3) (2.851,4) (2.409,0) Outras .............................................................. (13.778,5) (9.203,0) (7.844,7) (4.068,7) (3.962,5) Lease expense(1)............................................................... — — — — (24,0) Despesas de vendas, gerais e administrativas.................. Partes relacionadas ......................................... (189,7) (158,1) (98,7) (17,1) — Outras .............................................................. (17,7) (7,6) (1,1) (1,5) (1,2) (22.107,9) (17.149,0) (12.335,8) (6.938,7) (6.396,7) Lucro (prejuízo) operacional ............................................ (38,1) (12,9) 19,8 36,8 29,6 Receita financeira (2)........................................................ Partes Relacionadas........................................ 999,2 765,5 568,6 401,7 201,9 Outras .............................................................. 286,0 218,5 110,2 41,2 17,7 Total................................................................ 1.285,2 984,0 678,8 442,9 219,6 Despesas financeiras (3) ................................................... Partes relacionadas ......................................... (722,4) (409,8) (169,0) (111,9) (61,3) Outras .............................................................. (735,4) (589,1) (592,2) (370,8) (253,4) Total................................................................ (1.457,8) (998,9) (761,2) (482,7) (314,7) Outros lucros, líquidos Partes Relacionadas........................................ — — (0,5) — — Outros.............................................................. 0,2 — 4,0 — — Prejuízo líquido $ (210,5) $(27,8) $(59,1) $(3,0) $(65,5) Dados do Balanço Patrimonial (final do período): Disponibilidades................................................................ $510,8 $230,7 $1.107,3 $ 664,2 $ 260,6 Contas a receber de clientes Partes relacionadas ......................................... 10.658,9 8.681,1 7.788,1 5.064,5 4.837,1 Outras .............................................................. 835,4 212,7 153,6 109,4 57,1 Títulos a receber Partes relacionadas ......................................... 6.354,4 3.909,3 1.936,9 1.726,4 1.631,6 Pré-pagamento de exportação Partes relacionadas ......................................... 532,2 943,9 1.414,7 1.479,4 751,2 Títulos negociáveis............................................................ 1.796,9 2.248,6 1.864,8 615,8 96,3 Total do ativo..................................................................... 21.321,3 16.748,9 14.670,2 10.196,6 8.697,3 Contas a pagar a fornecedores Partes relacionadas ......................................... 1.142,9 950,7 562,1 271,0 292,0 Outras .............................................................. 1.122,0 616,1 568,1 349,0 281,1 Títulos a pagar Partes relacionadas ......................................... 12.828,5 8.080,3 6.435,0 2.442,8 3.688,2 Financiamento de curto prazo e parcela atual da dívida de longo prazo............................................. 1.205,9 891,1 680,9 1.076,4 367,5 Dívida de longo prazo (4)................................................. 4.640,1 5.908,4 6.151,8 5.825,3 3.850,4 Total do patrimônio líquido.............................................. (24,8) 8,0 35,7 94,8 43,9 Total do passivo e patrimônio líquido.............................. 21.321,3 16.748,9 14.670,2 10.196,6 8.697,3 (1) Como resultado da transferência da PNBV pela PifCo, sua subsidiária de arrendamento, para a Petrobras em janeiro de 2003, a PifCo não teve receita ou despesa de arrendamento em 2003, 2004, 2005 e 2006. (2) A receita financeira representa principalmente os juros atribuídos realizados das vendas da PifCo de petróleo e derivados para a Petrobras e empréstimos inter-companhia para as partes relacionadas. (3) A despesa financeira consiste principalmente nos custos incorridos pela PifCo no financiamento de suas atividades em relação à importação, pela Petrobras, de petróleo e derivados. (4) Inclui obrigações de leasing financeiro de US$ 601,7 milhões em 31 de dezembro de 2002.
  16. 16. 12 Taxas de Câmbio As moedas estrangeiras somente podem ser compradas por instituições financeiras brasileiras autorizadas a operar nesse mercado e estão sujeitas ao registro no sistema eletrônico do Banco Central. O Banco Central do Brasil permite que a taxa de câmbio real/dólar norte-americano flutue livremente, e interveio ocasionalmente para controlar movimentos instáveis nas taxas de câmbio estrangeiros. Não podemos prever se o Banco Central ou o governo brasileiro continuará a deixar o real flutuar livremente ou intervirá no mercado de taxa de câmbio por um sistema de banda cambial, ou de outra forma. O real sofreu uma desvalorização de 52,3% em 2002 em relação ao dólar norte-americano, antes de ter uma valorização de 18,2% em 2003 e continuou a ter uma valorização de 8,1% em 2004 e 11,8% em 2005 e 8,7% em 2006. Em 21 de junho de 2007, o real teve uma valorização atingindo R$1,920 para US$ 1,00, representando uma valorização acumulada de aproximadamente 10,2% em 2007. O real pode sofrer valorização ou uma desvalorização substancial no futuro. Vide “— Fatores de Risco — Riscos Relacionados ao Brasil.” A tabela abaixo fornece informações sobre a taxa de câmbio para venda, expressa em reais por dólar norte- americano (R$/US$), para os períodos indicados. A tabela usa a taxa de venda comercial anterior a 14 de março de 2005 (R$ /US$ ) Alta Baixa Média (1) Final do Período Exercício findo em 31 de dezembro de 2006 .............................................................................................................. 2,371 2,059 2,175 2,138 2005 .............................................................................................................. 2,762 2,163 2,435 2,341 2004 .............................................................................................................. 3,205 2,654 2,926 2,654 2003 .............................................................................................................. 3,662 2,822 3,075 2,889 2002 .............................................................................................................. 3,955 2,271 2,924 3,533 Mês Novembro de 2006....................................................................................... 2,187 2,135 2,156 2,167 Dezembro de 2006....................................................................................... 2,169 2,138 2,150 2,138 Janeiro de 2007 ............................................................................................ 2,156 2,125 2,139 2,125 Fevereiro de 2007 ........................................................................................ 2,118 2,077 2,096 2,118 Março de 2007 ............................................................................................. 2,139 2,050 2,089 2,050 Abril de 2007................................................................................................ 2,050 2,023 2,032 2,034 Maio de 2007................................................................................................ 2,034 1,929 1,986 1,929 Junho de 2007 (até 21 de junho)................................................................. 1,964 1,905 1,930 1,920 Fonte: Banco Central do Brasil (1) Os valores do final do ano declarados para os exercícios civis de 2006, 2005, 2004, 2003 e 2002 representam a média das taxas de câmbio do final do mês durante o período pertinente. Os valores fornecidos para os meses do exercício civil de 2007 e 2006, bem como para o mês de junho até 21 de junho de 2007 (inclusive), representam a média das taxas de câmbio no encerramento do horário comercial de cada dia útil durante esse período. As leis brasileiras prevêem que, sempre que há um sério desequilíbrio no saldo de pagamentos do Brasil ou sérios motivos para prever esse desequilíbrio, restrições temporárias sobre as remessas do Brasil podem ser impostas pelo governo brasileiro. Esses tipos de medidas podem ser tomadas pelo governo brasileiro no futuro, incluindo medidas relacionadas às remessas relacionadas a nossas ações preferenciais ou ordinárias ou American Depositary Shares, ou ADSs. Vide “Fatores de Risco – Riscos Relacionados ao Brasil.” Fatores de Risco Riscos Relacionados às Nossas Operações Quedas substanciais ou ampliadas nos preços de petróleo e derivados podem ter um efeito desfavorável relevante em nosso lucro. A maior parte de nossa receita é derivada de vendas de petróleo e derivados. Não temos, e não teremos, controle sobre os fatores que afetam os preços internacionais do petróleo e dos derivados. As médias de preço do
  17. 17. 13 Brent, petróleo de referência internacional, foram de aproximadamente US$ 65,14 por barril em 2006, US$ 54,38 por barril em 2005 e US$ 38,21 por barril em 2004. As alterações nos preços de petróleo normalmente resultam em alterações nos preços dos derivados. Historicamente, os preços internacionais do petróleo e derivados flutuaram amplamente como resultado de muitos fatores. Esses fatores incluem: • desenvolvimentos econômicos e políticos globais e regionais nas regiões de produção de petróleo, especialmente no Oriente Médio; • a capacidade da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEC) e outros países produtores de petróleo de estabelecer e manter os preços e níveis de produção de petróleo; • oferta e procura globais e regionais de petróleo e derivados; • concorrência de outras fontes de energia; • regulamentos governamentais nacionais e estrangeiros; e • condições climáticas; A volatilidade e a incerteza nos preços internacionais do petróleo e dos derivados podem continuar. Quedas substanciais ou ampliadas nos preços internacionais de petróleo podem ter um efeito desfavorável relevante em nossos negócios, resultados operacionais e na condição financeira, e no valor de nossas reservas provadas. Além disso, quedas significativas no preço do petróleo podem nos fazer reduzir ou alterar o momento adequado para nossos investimentos, e isso pode afetar de forma desfavorável nossas previsões de produção no médio prazo e nossas estimativas de reserva no futuro. Nossa capacidade de atingir nossos objetivos de crescimento de longo prazo depende de nossa capacidade de descobrir reservas adicionais e as desenvolver com êxito, e a falha em agir dessa forma pode nos impedir de atingir nossas metas de longo prazo para o crescimento na produção. Nossa capacidade de atingir nossos objetivos de crescimento depende altamente de nossa capacidade de descobrir reservas adicionais, bem como de desenvolver com êxito nossas reservas atuais. Além disso, nossas atividades de exploração nos expõem aos riscos inerentes à perfuração, incluindo o risco de que não descobriremos reservas de petróleo ou gás natural comercialmente produtivas. Os custos de perfuração de poços são freqüentemente incertos, e diversos fatores fora de nosso controle (tais como condições de perfuração inesperadas, falhas de equipamento ou acidentes e deficiências ou atrasos na disponibilidade de sondas e na entrega de equipamentos) podem fazer com que as operações de perfuração sejam restringidas, atrasadas ou canceladas. Esses riscos são intensificados quando perfuração em águas profundas (água com profundidade entre 300 e 1.500 metros) e águas ultraprofundas (mais do que 1.500 metros). A perfuração em águas profundas representou aproximadamente 34% dos poços exploratórios que perfuramos em 2006, uma proporção maior do que para muitos outros produtores de petróleo e gás. Salvo se conduzirmos atividades de exploração e desenvolvimento bem-sucedidas ou adquirirmos propriedades que contenham reservas provadas, ou ambas, nossas reservas provadas serão reduzidas conforme as reservas forem extraídas. Se não obtivermos acesso a reservas adicionais, podemos não atingir nossas metas de longo prazo para crescimento de produção e nossos resultados operacionais e a condição financeira podem ser afetados de forma . Nossas estimativas de reserva de petróleo e gás natural envolvem um grau de incerteza, que pode afetar desfavoravelmente a nossa capacidade de gerar renda. As reservas provadas de petróleo e gás natural estabelecidas neste relatório anual são nossas quantidades estimadas de petróleo, gás natural e líquidos de gás natural que os dados geológicos e de engenharia demonstram com certeza razoável serem recuperáveis de reservatórios conhecidos sob condições econômicas e operacionais existentes (isto é, os preços e custos da data em que a estimativa for feita). Nossas reservas provadas desenvolvidas
  18. 18. 14 de petróleo e gás natural são reservas que se pode esperar que sejam recuperadas pelos poços existentes com os equipamentos e métodos operacionais existentes. Há incertezas na estimativa de quantidades de reservas provadas relacionadas aos preços vigentes de petróleo e gás natural aplicáveis à nossa produção, que podem nos levar a fazer revisões às nossas estimativas de reserva. Revisões para baixo em nossas estimativas de reserva podem levar à produção futura mais baixa, que podem ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e na condição financeira. Estamos sujeitos a diversos regulamentos ambientais e de saúde que se tornaram mais rigorosos no passado recente e podem resultar em passivos aumentados e aumento nos investimentos. Nossas atividades estão sujeitas a uma grande variedade de exigências de leis, regulamentos e autorizações federais, estaduais e locais em relação à proteção da saúde humana e do meio ambiente, tanto no Brasil quanto em outras jurisdições nas quais operamos. No Brasil, podemos ser expostos a sanções administrativas e criminais, incluindo advertências, multas e ordens de fechamento, pelo não cumprimento desses regulamentos ambientais, que, entre outras coisas, limitam ou proíbem emissões ou vazamentos de substâncias tóxicas produzidas em relação às nossas operações. Em 2006, tivemos vazamentos totalizando 77.402 galões de petróleo, em comparação a 71.141 galões em 2005 e 140.000 galões em 2004. Como resultado de alguns desses vazamentos, fomos multados por diversos órgãos ambientais estaduais e federais, nomeados réus em diversas ações civis e criminais e permanecemos sujeitos a diversas investigações e responsabilidades civis e criminais em potencial. Vide o Item 8. “Informações Financeiras — Processos Judiciais”. Os regulamentos de eliminação de dejetos e emissões podem exigir que nós limpemos ou restauremos nossas instalações a um custo substancial e podem resultar em responsabilidades substanciais. O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) inspeciona rotineiramente nossas plataformas de petróleo na Bacia de Campos, e pode impor multas, restrições às operações ou outras sanções em relação às suas inspeções. Além disso, estamos sujeitos a leis ambientais que exigem que a Petrobras incorra custos significativos para reparar qualquer dano que um projeto possa causar ao ambiente (indenização ambiental). Esses custos adicionais podem ter um impacto negativo na lucratividade dos projetos que pretendemos implementar ou podem tornar esses projetos economicamente inviáveis. Conforme os regulamentos ambientais se tornam mais rigorosos, é provável que nossos investimentos para conformidade com os regulamentos ambientais e para realizar melhorias em nossas práticas de saúde, segurança e ambientais aumentarão substancialmente no futuro. Em virtude de nossos investimentos estarem sujeitos à aprovação do governo brasileiro, um aumento de despesas para cumprir os regulamentos ambientais podem resultar em reduções em outros investimentos estratégicos. Qualquer referida redução pode ter um efeito desfavorável relevante em nossos resultados operacionais ou na condição financeira. Podemos incorrer perdas e gastar tempo e dinheiro na defesa de litígios e arbitragem em trâmite. Somos, atualmente, parte de diversos processos judiciais em relação a reivindicações civis, administrativas, ambientais, trabalhistas e fiscais movidos contra a Petrobras. Essas reivindicações envolvem valores substanciais de dinheiro e outros recursos. Diversos litígios individuais respondem por uma parte significativa do valor total de reivindicações contra a Petrobras. Por exemplo, com base em que as plataformas de perfuração e produção podem não ser classificadas como embarcações marítimas, a Receita Federal alegou que as remessas para o exterior para pagamentos de afretamento devem ser reclassificados como pagamento de aluguel e sujeitos a um imposto de renda retido na fonte de 25%. A Receita Federal registrou lançamentos de imposto contra nós que, no total, em 31 de dezembro de 2006, totalizavam R$3.914 milhões (aproximadamente US$ 1.832 milhões). Vide o Item 8. “Informações Financeiras — Processos Judiciais.” Também podemos estar sujeitos a litígios trabalhistas em relação às recentes alterações nas leis brasileiras em relação a benefícios de aposentadoria que afetam nossos funcionários. No caso de uma reivindicação, que envolver um valor relevante e para a qual não tenhamos provisões, ser decidida contra a Petrobras, ou no caso de as perdas estimadas se tornarem significativamente maiores do que as provisões feitas, o custo total de decisões desfavoráveis pode ter um efeito desfavorável relevante em nossa condição financeira e nos resultados operacionais. Além disso, nossa administração pode ser obrigada a dedicar seu tempo e atenção para defender essas reivindicações, o que pode impedi-la de manter o foco em nosso core business.
  19. 19. 15 Dependendo do resultado, certos litígios podem resultar em restrições sobre nossas operações e ter um efeito desfavorável relevante sobre alguns de nossos negócios. Se o Estado do Rio de Janeiro executar uma lei impondo o ICMS sobre as atividades de exploração e produção de petróleo, nossos resultados operacionais e a condição financeira podem ser afetados de forma desfavorável. Em junho de 2003, o Estado do Rio de Janeiro promulgou uma lei, denominada “Lei Noel” impondo o ICMS em atividades de exploração e produção. A constitucionalidade da Lei Noel está atualmente sendo contestada no Supremo Tribunal Federal, ou STF, e, apesar de a lei ter sido aprovada pela Assembléia Legislativa, o governo do Estado do Rio de Janeiro ainda não a executou. Atualmente, o ICMS para combustíveis derivados do petróleo é atribuído no ponto de venda, mas não no nível da cabeça do poço. Se o Estado do Rio de Janeiro aplicar a Lei Noel, é improvável (dependendo dos fundamentos da decisão do Supremo Tribunal) que os outros estados nos permitiriam usar o imposto atribuído no nível da cabeça do poço no Rio de Janeiro como crédito para compensar o imposto atribuído no nível da venda. Portanto, teremos que pagar o ICMS em ambos os níveis. Estimamos que o valor do ICMS que seremos obrigados a pagar ao Estado do Rio de Janeiro possa subir em, aproximadamente R$9,4 bilhões (US$ 4,3 bilhões) ao ano. Esse aumento pode ter um efeito desfavorável relevante em nossos resultados operacionais e na condição financeira. Nossa participação no mercado de energia nacional gerou perdas e pode não se tornar lucrativa. De forma consistente com a tendência global de outras principais empresas de petróleo e gás e para garantir a demanda para nosso gás natural, participamos no mercado de energia nacional. Apesar de diversos incentivos introduzidos pelo governo brasileiro para promover o desenvolvimento de usinas termoelétricas, o desenvolvimento dessas usinas tem sido lento em virtude da estrutura do mercado e da regulamentação do setor de energia, entre outras coisas. Investimos, de forma isolada ou com outros investidores, em quinze (treze em operação e duas em construção ou desenvolvimento) das 21 usinas de geração de energia a gás. A demanda pela energia produzida por nossas usinas termoelétricas tem sido menor do que esperávamos, como resultado da redução na demanda de eletricidade em virtude do racionamento que ocorreu no Brasil em 2001 e 2002. O excesso resultante da capacidade de geração de energia no Brasil diminuiu os preços da energia e a maioria de nossa capacidade de geração de eletricidade termoelétrica não é contratada a curto prazo. Apesar de quase toda a nossa capacidade de longo prazo ter sido vendida por meio de leilões de energia promovidas pelo governo brasileiro, anda enfrentamos certos riscos relacionados a nossos negócios de energia termoelétrica. Os principais riscos são: • A possível disparidade entre a indexação do preço contratado para energia a ser vendida por termoelétricas e o custo do gás natural ou outro fornecimento de combustível substituto; e • A dependência da construção de dutos e outra infra-estrutura para transportar e produzir gás natural e o compromisso de comprar quantidades fixas de gás natural para satisfazer a exigência do novo modelo regulamentar para geração de energia para vender de acordo com contratos de energia de longo prazo. Como resultado do mencionado acima, nossa participação no mercado de energia doméstico gerou perdas e pode não se tornar lucrativa. Podemos não ser capazes de obter financiamento para todos os nossos investimentos planejados, e a falta em obter esses investimentos pode afetar de forma desfavorável nossos resultados operacionais e a condição financeira. O governo brasileiro mantém o controle sobre nosso orçamento e estabelece limites sobre nossos investimentos e dívida a longo prazo. Na qualidade de estatal, devemos apresentar nossos orçamentos anuais propostos ao Ministro do Planejamento, Orçamento e Gestão, ao Ministro das Minas e Energia e ao Congresso brasileiro para aprovação. Se não pudermos obter financiamento que não exijam a aprovação do governo brasileiro, tais como financiamentos estruturados, podemos não ser livres para fazer todos os investimentos que prevemos, incluindo os investimentos que concordamos em fazer para expandir e desenvolver nossos campos de petróleo e gás natural. Se não pudermos fazer esses investimentos, nossos resultados operacionais e condição financeira podem ser afetados de forma desfavorável.
  20. 20. 16 As flutuações de moeda podem ter um efeito desfavorável relevante em nossa condição financeira e resultados operacionais, em virtude de a maior parte de nossas receitas ser em reais e uma grande parte de nossos passivos ser em moedas estrangeiras. O principal mercado para os nossos produtos é o Brasil, e durante os últimos três exercícios fiscais mais de 75% de nossas receitas foi denominada em reais. Uma parte substancial de nossa dívida e algumas de nossas despesas operacionais e investimentos são, e se prevê que continue a ser, denominada em (ou indexada para) dólares norte-americanos e outras moedas estrangeiras. Além disso, durante 2006 importamos US$ 10,7 bilhões de petróleo e derivados, cujos preços foram todos denominados em dólares norte-americanos. De forma contrária, uma participação substancial de nossos ativos líquidos é detida em ativos denominados em dólar norte americano, ou indexados em dólar norte-americano, mas não usamos contratos a termo, de swap e futuros para reduzir o impacto de alterações nos valores de moeda em nossas operações e demonstrações financeiras em virtude de seu custo e liquidez limitado. Nossas recentes demonstrações financeiras refletem a valorização do real em 18,2%, 8,1%, 11,8% e 8,7% em relação ao dólar norte-americano em 2003, 2004, 2005 e 2006, respectivamente, como resultado da melhoria nas condições macro-econômicas e da redução na percepção dos mercados do risco político no Brasil e do risco dos mercados emergentes globais. Em 21 de junho de 2007, a taxa de câmbio do real em relação ao dólar norte- americano foi de R$ 1,920 para US$ 1,00, representando uma valorização acumulada de aproximadamente 10,2% em 2007. Qualquer reversão dessa tendência pode afetar negativamente os resultados de nossas operações. Estamos expostos a aumentos nas taxas de juros de mercado vigentes, que nos deixam vulneráveis a despesas de financiamento aumentadas. Apesar das melhorias marcadas em nossas classificações de crédito, que facilitaram o nosso acesso ao capital de longo prazo com juros fixos, uma parte substancial de nossa dívida total é representada por financiamento estruturado, créditos de exportação, trade financing e outros métodos de financiamento similares cujo financiamento depende de instrumentos de taxa flutuante, e que por considerações contratuais, de custo ou outras considerações não podem ser pré-pagos. Em 31 de dezembro de 2006, aproximadamente 59% — US$ 12.589 milhões de nossa dívida total — consistia em dívida de taxa flutuante. Considerando as considerações de custo e a análise do mercado, decidimos não celebrar contratos derivativos ou fazer outros acordos para proteger contra o risco de um aumento nas taxas de juros. Conseqüentemente, se as taxas de juros de mercado (principalmente a LIBOR) subirem, nossas despesas de financiamento aumentarão, o que pode ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e na condição financeira. Não estamos segurados contra interrupção de atividades em nossas operações brasileiras e a maior parte de nossos ativos não está segurada contra guerra e terrorismo. Não mantemos cobertura para interrupção de atividades para nossas operações brasileiras. Se, por exemplo, nossos trabalhadores entrarem em greve, as paradas de trabalho resultantes podem ter um efeito desfavorável sobre a Petrobras, já que não contratamos seguro para perdas incorridas como resultado de interrupções de atividades de nenhuma natureza, incluindo interrupções de atividades causadas por ações trabalhistas. Além disso, não seguramos a maior parte de nossos ativos contra guerra e terrorismo. Um ataque terrorista ou um incidente operacional que cause uma interrupção de nossas atividades pode, portanto, ter um efeito desfavorável relevante em nossa condição financeira ou nos resultados operacionais. Estamos sujeitos a riscos substanciais relacionados às nossas operações internacionais, especificamente na América Latina e no Oriente Médio. Temos operações em diversos países diferentes, especificamente na América Latina, Oeste da África e Oriente Médio que podem ser politicamente, economicamente e socialmente instáveis. Os resultados operacionais e da condição financeira de nossas subsidiárias nesses países podem ser afetados de forma desfavorável pelas flutuações em suas economias locais, pela instabilidade política e pelos atos do governo em relação à economia, incluindo: • A imposição de controles de câmbio ou preço;
  21. 21. 17 • A imposição de restrições sobre exportações de hidrocarboneto; • A depreciação de moedas locais; • A nacionalização de reservas de petróleo e gás; • Aumentos nas alíquotas de imposto de exportação / imposto de renda para petróleo e derivados. • Mudanças contratuais e institucionais unilaterais (governamentais) Se um ou mais dos riscos descritos acima se materializar, podemos não atingir nossos objetivos estratégicos nesses países ou em nossas operações internacionais como um todo, o que pode resultar em um efeito desfavorável relevante em nossos resultados operacionais e na condição financeira. Dos países fora do Brasil nos quais temos operações, a Argentina é a mais significativa, representando aproximadamente 44% de nossa produção internacional total de petróleo e gás natural e 35% de nossas reservas provadas internacionais de petróleo e gás natural em 31 de dezembro de 2006. Em resposta à crise do peso argentino que começou em 2001, o governo argentino fez diversas alterações na estrutura regulamentar dos setores de eletricidade e gás e determinou alíquotas de imposto de exportação para petróleo, gás natural e derivados. Também temos operações significativas na Bolívia e Venezuela que representaram, respectivamente, aproximadamente 23% e 11% de nossa produção internacional total em barris de óleo equivalente e 24% e 9% de nossas reservas provadas internacionais de petróleo e gás natural em 31 de dezembro de 2006. A deterioração da situação na Argentina, Bolívia ou Venezuela pode ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e na condição financeira. As recentes medidas de nacionalização tomadas pelos governos bolivianos e venezuelanos podem ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e na condição financeira. Estamos operando na Bolívia desde 1996. Nossas participações consolidadas relacionadas à Bolívia incluem duas refinarias, reservas de petróleo e gás, que representaram aproximadamente 1,9% de nossas reservas totais em 31 de dezembro de 2006 e nossa participação no gasoduto Bolívia-Brasil (GTB). Também temos um contrato de fornecimento de gás, ou GSA [Gas Supply Agreement] a longo prazo para a compra de gás natural da empresa de petróleo estadual boliviana, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos –YPFB. Em 31 de dezembro de 2006, o valor contábil dos ativos da Bolívia era de US$ 1.173 milhões. Em 2006, o gás natural que importamos da Bolívia representou aproximadamente 56% de nossas vendas de gás natural totais. Fornecemos esse gás natural para o mercado brasileiro, incluindo as empresas de distribuição locais e as usinas termoelétricas nas quais temos uma participação. Em 1o de maio de 2006, o governo boliviano anunciou que ele nacionalizaria diversos setores no país, incluindo o setor de petróleo e gás. Como resultado, as empresas dedicadas às atividades de petróleo e gás na Bolívia foram obrigadas a entregar para a YPFB toda a sua produção de petróleo e gás. As medidas de nacionalização também incluíram um aumento significativo na participação do governo (incluindo royalties e impostos diretos) para empresas que se dedicam à produção de petróleo e gás na Bolivia dos 18% da produção total em 2005 para 82% em 2006, sujeito aos níveis de produção e o preço de gás natural, entre outras variáveis para considerar. Analisamos nossas estimativas de produção para a Bolívia e reduzimos nossas comprovadas nesse país de 2,7% de nossas reservas totais em 31 de dezembro de 2005 para 1,9% de nossas reservas totais em 31 de dezembro de 2006. Após as negociações com o governo boliviano, em maio de 2007, celebramos um contrato de vendas com a YPFB, no qual eles concordaram em pagar, em duas parcelas, US$ 112 milhões para todas as ações em circulação da Petrobras Bolivia Refinación S.A., que detém duas refinarias na Bolívia. Em 11 de junho de 2007, confirmamos o primeiro pagamento de US$ 56 milhões da YPFB. O governo boliviano tentou aumentar os preços do gás de acordo com o contrato, mas atualmente concordamos em manter os preços nos níveis originalmente previstos no contrato, com exceção dos preços para gás com uma energia calorífica maior do que 8.900 kcal/m3 , para a qual uma nova fórmula de preço premium com base nos preços de mercado internacionais ainda tem que ser negociada. Nossas participações na Venezuela incluem reservas de petróleo e gás, que representaram aproximadamente 0,7% de nossas reservas totais em 31 de dezembro de 2006. Em abril de 2005, o Ministério da Energia e Petróleo da Venezuela instruiu a PDVSA a revisar trinta e dois contratos operacionais assinados pela PDVSA com empresas de petróleo de 1992 a 1997. Além disso, o PDVSA foi instruído a tomar medidas para
  22. 22. 18 converter todos os contratos operacionais em vigor em estatais para conceder ao governo venezuelano, pelo PDVSA, uma titularidade de mais de 50% de cada campo, incluindo os contratos com nossas afiliadas em relação às áreas de Oritupano Leona, La Concepcion, Acema e Mata. Como resultado, em 31 de dezembro de 2005, registramos um encargo de desvalorização para ajustar o valor contábil de nossos ativos venezuelanos no valor de US$ 134 milhões. Em 31 de março de 2006, a Petrobras, a Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) e a Corporación Venezolana del Petróleo S.A. (CVP), celebraram memorandos de entendimento (MOUs) para efetuar a migração dos contratos operacionais para empresas parcialmente estatais (“empresas mistas”), pelos quais a participação da PDVSA em cada empresa mista será de 60% e a participação de empresas privadas como a nossa empresa estarão limitados a 40%. Em agosto de 2006, os contratos finais de migração foram assinados para Oritupano Leona, Mata, Acema e La Concepción, com data de entrada em vigor de 1º de abril de 2006. Todas essas medidas geram uma incerteza significativa a respeito da situação e das perspectivas de nosso investimento e operações na Bolívia e Venezuela. Não podemos estimar o grau no qual essas medidas de nacionalização nos afetarão, e acreditamos que elas possam ter um efeito desfavorável relevante em nossos resultados operacionais e na condição financeira. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa  Internacionais  Atividades Bolivianas” e o Item 4. “Informações sobre a Empresa  Internacionais  Atividades Venezuelanas”.
  23. 23. 19 Riscos Relacionados à PifCo As operações e habilidades de serviço de dívida da PifCo dependem de nós. A condição financeira da PifCo e os resultados operacionais são afetados diretamente por nossas decisões. A PifCo é uma subsidiária integral direta da Petrobras constituída nas Ilhas Cayman como uma sociedade isenta com responsabilidade limitada. A PifCo tem operações limitadas consistindo principalmente na compra de petróleo e derivados de terceiros e na revenda desses produtos para nós ou para terceiros. A PifCo também compra petróleo e derivados de nós, para a venda para terceiros e coligadas de uma forma limitada. A capacidade da PifCo a respeito de serviço de dívida e pagamento de sua dívida conseqüentemente depende de nossas próprias operações. O financiamento das operações da PifCo é concedido por nós bem como por fornecedores de crédito terceiros em favor dos quais fornecemos suporte de crédito. Esse suporte para as obrigações de dívida da PifCo é feito por standby purchase agreement pelos quais concordamos em recomprar dos detentores dos títulos da PifCo seu direito de receber pagamento da PifCo em caso de a PifCo não efetuar o pagamento. Nossa própria condição financeira ou nossos resultados operacionais, ou nosso suporte financeiro da PifCo afetam diretamente os resultados operacionais da PifCo e as habilidades de serviço de dívida. Para obter uma descrição mais detalhada de certos riscos que podem ter um impacto desfavorável relevante em nossa condição financeira ou nos resultados operacionais e, portanto, afetam a capacidade da PifCo de cumprir suas obrigações de dívida, consultar “Riscos Relacionados às Nossas Operações.” A PifCo depende de sua capacidade de repassar seus custos de financiamento para nós. A PifCo se dedica principalmente à compra de petróleo e derivados para vender para nós, conforme descrito acima. A PifCo incorre dívida regularmente com relação a essas compras e/ou na obtenção de financiamento de nós ou de credores terceiros. Toda essa dívida tem o benefício de nossa obrigação de compra contingente ou outro suporte, e a PifCo tem repassado historicamente seus custos de financiamento para nós pela venda de petróleo e derivados para nós com ágio para compensar seus custos de financiamento. Se, por qualquer motivo, não formos autorizados a continuar essas práticas, isso terá um efeito relevantemente desfavorável nos negócios da PifCo e em sua capacidade de cumprir suas obrigações de dívida a longo prazo. Riscos Relacionados ao Relacionamento entre nós e o Governo Brasileiro O governo brasileiro, na qualidade de nosso acionista controlador, pode nos fazer buscar certos objetivos macroeconômicos e sociais que podem ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e na condição financeira. O governo brasileiro, na qualidade de nosso acionista controlador, tem buscado, e pode buscar no futuro, alguns de seus objetivos macroeconômicos e sociais através da Petrobras. As leis brasileiras exigem que o governo brasileiro detenha a maioria de nossas ações com direito a voto, e enquanto ele detiver essa maioria, o governo brasileiro terá o poder de eleger a maioria dos membros de nosso conselho de administração e, através dele, uma maioria dos diretores executivos que são responsáveis por nossa administração do dia a dia. Como resultado, podemos nos dedicar a atividades que dão preferência aos objetivos do governo brasileiro ao invés de nossos próprios objetivos econômicos e comerciais. De forma específica, continuamos a auxiliar o governo brasileiro a garantir que o fornecimento de petróleo e derivados no Brasil cumpra as exigências de consumo brasileiro. Conseqüentemente, podemos fazer investimentos, incorrer custos e nos dedicar a vendas em termos que podem ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e na condição financeira. Se o governo brasileiro restabelecer controles sobre os preços que podemos cobrar pelo petróleo e derivados, esses controles de preço podem afetar nossa condição financeira e os resultados operacionais. No passado, o governo brasileiro estabeleceu preços para petróleo e derivados no Brasil, freqüentemente abaixo dos preços vigentes nos mercados mundiais de petróleo. Esses preços envolviam elementos de subsídio cruzado entre diferentes derivados vendidos em diversas regiões do Brasil. O impacto cumulativo desse sistema de regulamentação de preço sobre a Petrobras é registrado como um ativo em nosso balanço patrimonial no item
  24. 24. 20 “Conta de Petróleo e Álcool — Contas a receber do governo brasileiro.” O saldo da conta em 31 de dezembro de 2006 era de US$ 368 milhões. Todos os controles de preço para petróleo e derivados terminaram em 2 de janeiro de 2002, entretanto, o governo brasileiro pode decidir restabelecer os controles de preço no futuro como resultado da instabilidade do mercado ou de outras condições. Se isso ocorrer, nossa condição financeira e resultados operacionais podem ser afetados de forma desfavorável. Não detemos nenhuma das reservas de petróleo e gás natural no Brasil. Uma fonte garantida de reservas de petróleo e gás natural é essencial para a produção sustentada e geração de renda de uma empresa de petróleo e gás. De acordo com as leis brasileiras, o governo brasileiro detém todas as reservas de petróleo e gás natural no Brasil e a concessionária detém o petróleo e o gás que ela produz. Possuímos o direito exclusivo de desenvolver nossas reservas de acordo com contratos de concessão concedidos à Petrobras pelo governo brasileiro e detemos as mercadorias que produzimos de acordo com contratos de concessão, porém, se o governo brasileiro nos restringir ou impedir de explorar essas reservas de petróleo e gás natural, nossa capacidade de gerar renda será afetada de forma desfavorável. Riscos Relacionados ao Brasil O governo brasileiro, historicamente, exerceu, e continua a exercer, uma influência significativa sobre a economia brasileira. As condições políticas e econômicas brasileiras têm um impacto direto sobre nossas atividades e podem ter um efeito desfavorável relevante em nossos resultados operacionais e na condição financeira. As políticas econômicas do governo brasileiro podem ter efeitos importantes nas empresas brasileiras, incluindo a nossa, e nas condições do mercado e preços de títulos brasileiros. Nossa condição financeira e resultados operacionais podem ser afetados de forma desfavorável pelos seguintes fatores e pela resposta do governo brasileiro a esses fatores: • Desvalorizações e outros movimentos de taxa de câmbio; • Inflação; • Políticas de controle cambial; • Instabilidade social; • Instabilidade nos preços; • Falta de energia; • Taxas de juros; • Liquidez do capital doméstico e mercados de empréstimos; • Política fiscal; e • Outros desenvolvimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos no Brasil ou que afetem o Brasil. A incerteza sobre se o governo brasileiro implementará alternativas na política ou nos regulamentos que podem afetar esses ou outros fatores no futuro pode levar à incerteza econômica no Brasil e aumentar a volatilidade do mercado de títulos brasileiros e títulos emitidos no exterior por empresas estrangeiras.
  25. 25. 21 A inflação e as medidas do governo para conter a inflação podem contribuir de forma significativa para a incerteza econômica no Brasil e para a volatilidade aumentada nos mercados de títulos brasileiros e, conseqüentemente, pode afetar de forma desfavorável o valor de mercado de nossos títulos e condição financeira. Nosso principal mercado é o Brasil, que sofreu periodicamente, no passado, taxas de inflação extremamente altas. A inflação, junto às medidas do governo para combater a inflação e a especulação pública sobre possíveis medidas futuras, tiveram efeitos negativos significativos na economia brasileira. As taxas de inflação anuais, mensuradas pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, ou IPCA, caíram de 2.477,15% em 1993 para 916,46% em 1994 e para 5,97% em 2000. O mesmo índice subiu para 9,30% em 2003, antes de cair para 3,14% em 2006. Considerando as taxas de inflação historicamente altas, o Brasil pode sofrer níveis mais elevados de inflação no futuro. Os níveis mais baixos de inflação experimentados desde 1995 podem não continuar. Futuros atos do governo, incluindo atos para ajustar o valor do real, podem alavancar aumentos na inflação, o que pode afetar de forma desfavorável nossa condição financeira. O acesso aos mercados de capitais internacionais para empresas brasileiras é influenciado pela percepção de risco no Brasil e outras economias emergentes, o que pode prejudicar nossa capacidade de financiar nossas operações e os valores comerciais de nossos títulos. Os investidores internacionais, em geral, consideram o Brasil um mercado emergente. Como resultado, as condições econômicas e do mercado em outros países dos mercados emergentes, especialmente os da América Latina, influenciam o mercado para os títulos emitidos pelas empresas brasileiras. Como resultado dos problemas econômicos em diversos países de mercado emergente nos anos recentes (tais como a crise financeira na Ásia de 1997, a crise financeira na Rússia em 1998 e a crise financeira na Argentina que começou em 2001), os investidores consideram os investimentos em mercados emergentes com maior cuidado. Essas crises produziram um escoamento significativo de dólares norte-americanos do Brasil, fazendo com que as empresas brasileiras enfrentem custos mais altos para obter recursos, tanto internamente quanto no exterior, e impedindo o acesso aos mercados de capitais internacionais. A volatilidade maior nos mercados de títulos na América Latina e em outros países de mercado emergente pode ter um impacto negativo no volume de negociação de nossos títulos. Não podemos garantir a você que os mercados de capitais internacionais permanecerão abertos para as empresas brasileiras ou que as taxas de juros vigentes nesses mercados serão vantajosas para nós. Riscos Relacionados às nossas Ações e Títulos de Dívida O tamanho, a volatilidade, a liquidez e/ou a regulamentação dos mercados de títulos brasileiros podem restringir sua capacidade de vender as ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às nossas ADSs As ações da Petrobras são as mais líquidas da Bolsa de Valores de São Paulo (BOVESPA), mas, no geral, os mercados de títulos brasileiros são menores, mais voláteis e menos líquidos do que os principais mercados de títulos nos Estados Unidos (e talvez de outras jurisdições), e poderão ser regulamentados de forma diferente da forma na qual os investidores norte-americanos estão acostumados. Os fatores que podem afetar de forma específica os mercados de ações brasileiros podem limitar sua capacidade de vender as ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às nossas ADSs ao preço e na época que você desejar. O mercado para os títulos da PifCo pode não ser líquido. Os títulos da PifCo não estão listadas em nenhuma bolsa de valores e não são cotadas através de um sistema de cotação automatizada. Não podemos fazer garantias quanto à liquidez dos títulos da PifCo ou mercados de negociação para os títulos da PifCo. Não podemos garantir que os detentores dos títulos da PifCo poderão vender seus títulos no futuro. Se um mercado para os títulos da PifCo não se desenvolver, os detentores dos títulos da PifCo podem não ser capazes de revender os títulos por um período maior, se puderem revender de alguma forma.

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