1. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
Índice
1. Responsáveis pelo formulário
1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis 1
2. Auditores independentes
2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores 2
2.3 - Outras informações relevantes 3
3. Informações financ. selecionadas
3.1 - Informações Financeiras 4
3.2 - Medições não contábeis 5
3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras 7
3.4 - Política de destinação dos resultados 10
3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido 12
3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas 13
3.7 - Nível de endividamento 14
3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento 15
3.9 - Outras informações relevantes 16
4. Fatores de risco
4.1 - Descrição dos fatores de risco 27
4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco 45
4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 46
4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, 72
ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores
4.5 - Processos sigilosos relevantes 73
4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em 74
conjunto
4.7 - Outras contingências relevantes 84
4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados 85
5. Risco de mercado
5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado 86

2. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
Índice
5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 89
5.3 - Alterações significativas nos principais riscos de mercado 91
5.4 - Outras informações relevantes 92
6. Histórico do emissor
6.1 / 6.2 / 6.4 - Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM 93
6.3 - Breve histórico 94
6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 95
6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial 120
6.7 - Outras informações relevantes 121
7. Atividades do emissor
7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas 122
7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 125
7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 127
7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total 136
7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 137
7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior 145
7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades 147
7.8 - Relações de longo prazo relevantes 148
7.9 - Outras informações relevantes 149
8. Grupo econômico
8.1 - Descrição do Grupo Econômico 151
8.2 - Organograma do Grupo Econômico 155
8.3 - Operações de reestruturação 156
8.4 - Outras informações relevantes 174
9. Ativos relevantes
9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes - outros 175
9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados 176

3. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
Índice
9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e 177
contratos de transferência de tecnologia
9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades 187
9.2 - Outras informações relevantes 210
10. Comentários dos diretores
10.1 - Condições financeiras e patrimoniais gerais 211
10.2 - Resultado operacional e financeiro 231
10.3 - Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras 238
10.4 - Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor 252
10.5 - Políticas contábeis críticas 256
10.6 - Controles internos relativos à elaboração das demonstrações financeiras - Grau de eficiência e deficiência 260
e recomendações presentes no relatório do auditor
10.7 - Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios 262
10.8 - Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras 263
10.9 - Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras 265
10.10 - Plano de negócios 266
10.11 - Outros fatores com influência relevante 274
11. Projeções
11.1 - Projeções divulgadas e premissas 275
11.2 - Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas 286
12. Assembléia e administração
12.1 - Descrição da estrutura administrativa 289
12.2 - Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais 301
12.3 - Datas e jornais de publicação das informações exigidas pela Lei nº6.404/76 305
12.4 - Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração 308
12.5 - Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem 310
12.6 / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal 311
12.7 - Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração 320
12.9 - Existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o 2º grau relacionadas a administradores 325
do emissor, controladas e controladores

4. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
Índice
12.10 - Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, 326
controladores e outros
12.11 - Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos 327
administradores
12.12 - Outras informações relevantes 328
13. Remuneração dos administradores
13.1 - Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária 330
13.2 - Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal 336
13.3 - Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal 337
13.4 - Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária 338
13.5 - Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas por administradores e 339
conselheiros fiscais - por órgão
13.6 - Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária 340
13.7 - Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela diretoria estatutária 341
13.8 - Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de 342
administração e da diretoria estatutária
13.9 - Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a 13.8 - Método de 343
precificação do valor das ações e das opções
13.10 - Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho de administração e aos 344
diretores estatutários
13.11 - Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e 345
do conselho fiscal
13.12 - Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou 346
de aposentadoria
13.13 - Percentual na remuneração total detido por administradores e membros do conselho fiscal que sejam 347
partes relacionadas aos controladores
13.14 - Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados por órgão, recebida por 348
qualquer razão que não a função que ocupam
13.15 - Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal reconhecida no resultado de 349
controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas do emissor
13.16 - Outras informações relevantes 350
14. Recursos humanos
14.1 - Descrição dos recursos humanos 351
14.2 - Alterações relevantes - Recursos humanos 354
14.3 - Descrição da política de remuneração dos empregados 355

5. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
Índice
14.4 - Descrição das relações entre o emissor e sindicatos 358
15. Controle
15.1 / 15.2 - Posição acionária 359
15.3 - Distribuição de capital 365
15.4 - Organograma dos acionistas 366
15.5 - Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte 367
15.6 - Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores do emissor 368
15.7 - Outras informações relevantes 369
16. Transações partes relacionadas
16.1 - Descrição das regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes 370
relacionadas
16.2 - Informações sobre as transações com partes relacionadas 371
16.3 - Identificação das medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses e demonstração do caráter 416
estritamente comutativo das condições pactuadas ou do pagamento compensatório adequado
17. Capital social
17.1 - Informações sobre o capital social 418
17.2 - Aumentos do capital social 419
17.3 - Informações sobre desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações 420
17.4 - Informações sobre reduções do capital social 421
17.5 - Outras informações relevantes 422
18. Valores mobiliários
18.1 - Direitos das ações 423
18.2 - Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que 425
os obriguem a realizar oferta pública
18.3 - Descrição de exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no 426
estatuto
18.4 - Volume de negociações e maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados 427
18.5 - Descrição dos outros valores mobiliários emitidos 429
18.6 - Mercados brasileiros em que valores mobiliários são admitidos à negociação 432

6. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
Índice
18.7 - Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros 433
18.8 - Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e 435
sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor
18.9 - Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros 436
18.10 - Outras informações relevantes 437
19. Planos de recompra/tesouraria
19.1 - Informações sobre planos de recompra de ações do emissor 439
19.2 - Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria 440
19.3 - Informações sobre valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício 441
social
19.4 - Outras informações relevantes 442
20. Política de negociação
20.1 - Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários 443
20.2 - Outras informações relevantes 444
21. Política de divulgação
21.1 - Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações 447
21.2 - Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante e dos procedimentos relativos à manutenção 448
de sigilo sobre informações relevantes não divulgadas
21.3 - Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de 449
divulgação de informações
21.4 - Outras informações relevantes 450
22. Negócios extraordinários
22.1 - Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos 454
negócios do emissor
22.2 - Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor 455
22.3 - Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas 456
atividades operacionais
22.4 - Outras informações relevantes 457

7. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis
Nome do responsável pelo conteúdo do José Sergio Gabrielli de Azevedo
formulário
Cargo do responsável Diretor Presidente
Nome do responsável pelo conteúdo do Almir Guilherme Barbassa
formulário
Cargo do responsável Diretor de Relações com Investidores
Os diretores acima qualificados, declaram que:
a. reviram o formulário de referência
b. todas as informações contidas no formulário atendem ao disposto na Instrução CVM nº 480, em especial aos arts. 14 a
19
c. o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira do
emissor e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ele emitidos
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8. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores
Código CVM do auditor 418-9
Nome/Razão social do auditor KPMG Auditores Independentes
CPF/CNPJ do auditor 57.755.217/0003-90
Período de prestação de serviço 10/04/2006 a 11/04/2011
Nome do responsável técnico Manuel Fernandes Rodrigues de Sousa
CPF do responsável técnico 783.840.017-15
Endereço Rua Almirante Barroso nº 52, 4º andar, Centro, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP 20031-000,
Telefone (5521) 35159400, Fax (5521) 35159000, e-mail: mfernandes@kpmg.com.br
Descrição do serviço contratado Auditoria das Demonstrações Contábeis individuais e consolidadas de acordo com os princípios
contábeis previstos na legislação societária brasileira, com os princípios contábeis geralmente
aceitos nos Estados Unidos (US GAAP) e com as normas internacionais (IFRS). Revisão limitada
das Informações Trimestrais - ITR.
Montante total da remuneração Durante o exercício de 2009, a KPMG Auditores Independentes prestou os seguintes serviços para
dos auditores independentes a Petrobras e suas subsidiárias e controladas (R$ Mil):
segregado por serviço - Auditoria Contábil: 17.735
- Auditoria SOX: 1.686
- Serviços relacionados à auditoria: 307
- Auditoria de Impostos: 457
TOTAL: 20.185
Justificativa da substituição Não houve substituição.
Razão apresentada pelo auditor Não aplicável
em caso da discordância da
justificativa do emissor
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9. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
2.3 - Outras informações relevantes
2.3. Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes
Todas as informações relevantes foram fornecidas nos itens anteriores.
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10. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.1 - Informações Financeiras
(Reais) Últ. Inf. Contábil (30/06/2010) Exercício social (31/12/2009) Exercício social (31/12/2008) Exercício social (31/12/2007)
Patrimônio Líquido 176.974.123.000,00 159.464.599.000,00 138.365.282.000,00 113.854.127.000,00
Ativo Total 382.029.847.000,00 345.607.250.000,00 292.163.842.000,00 231.227.800.000,00
Rec. Liq./Rec. Intermed. 104.043.449.000,00 182.710.057.000,00 215.118.536.000,00 170.577.725.000,00
Fin./Prem. Seg. Ganhos
Resultado Bruto 38.697.055.000,00 73.672.812.000,00 73.495.177.000,00 66.179.682.000,00
Resultado Líquido 16.021.265.000,00 28.981.708.000,00 32.987.792.000,00 21.511.789.000,00
Número de Ações, Ex-Tesouraria 8.774.076 8.774.076 8.774.076 4.387.038
(Unidades)
Valor Patrimonial de Ação (Reais 20,170120 18,174520 15,769780 25,952390
Unidade)
Resultado Líquido por Ação 1,825980 3,303110 3,759690 4,903490
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11. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.2 - Medições não contábeis
3.2. Caso o emissor tenha divulgado, no decorrer do último exercício social, ou
deseje divulgar neste formulário medições não contábeis, como Lajida (lucro
antes de juros, impostos, depreciação e amortização) ou Lajir (lucro antes de
juros e imposto de renda), o emissor deve:
a. informar o valor das medições não contábeis
Ver quadro no item 3.2.b.
b. fazer as conciliações entre os valores divulgados e os valores das
demonstrações financeiras auditadas
R$ milhões
1S2010 * 2009 ** 2008** 2007***
Lucro Operacional conforme Lei das S.A. 22.179 43.206 48.205 35.540
(-) Resultado Financeiro Líquido (1) (1.331) (2.838) 3.129 (4.021)
(-) Participação em Investimentos (410) (84) (874) (465)
Participação de Empregados - (1.495) (1.345) (1.012)
Lucro Operacional Ajustado (2) 23.920 44.633 44.605 39.014
(-) Depreciação/Amortização (6.889) (14.767) (11.632) (10.696)
(-) Prov. p/ perda no valor recuperável de ativos (194) (544) (933) (446)
EBITDA AJUSTADO 31.003 59.944 57.170 50.156
Margem EBITDA (%) 30% 33% 27% 29%
104.043
(1) Composição do resultado financeiro:
R$ milhões
1S2010 * 2009 ** 2008** 2007***
Receitas Financeiras 1.682 3.505 3.495 2.418
Despesas Financeiras (1.700) (5.854) (4.193) (3.292)
Variações Monetárias e Cambiais Líquidas (1.313) (489) 3.827 (3.147)
Resultado Financeiro Líquido (1.331) (2.838) 3.129 (4.021)
(2) Lucro operacional antes do resultado financeiro, participação em investimentos e participação de empregados
* Demonstrações contábeis apresentadas de acordo com os padrões internacionais ( IFRS).
** Demonstrações contábeis apresentadas de acordo com as práticas adotadas no Brasil e normas expedidas pela CVM.
*** Demonstrações contábeis apresentadas de acordo com a Lei 6.404/76.
c. explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para
a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas
operações
A Companhia elabora e divulga EBITDA ajustado com o fim de apresentar uma
informação adicional e uma medida prática para aferir a sua capacidade de
pagamento das dívidas, manutenção de investimentos e capacidade de cobrir
necessidades de capital de giro a partir de suas obrigações, razão pela qual entende
ser importante sua inclusão no Formulário de Referência. No entanto, o EBITDA
ajustado não é um indicador de desempenho financeiro de acordo com as práticas
contábeis adotadas no Brasil, US GAAP ou IFRS, e possivelmente pode não servir de
base de comparação com indicadores com o mesmo nome apresentados por outras
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12. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.2 - Medições não contábeis
empresas, que podem calculá-lo de forma diferente da Companhia. Dessa forma, o
EBITDA ajustado não deve ser considerado isoladamente, ou como um indicador
substituto para medir lucro operacional ou lucro líquido, tampouco como uma melhor
forma de mensuração da liquidez e do fluxo de caixa das atividades operacionais. O
EBITDA ajustado apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida
de lucratividade da Companhia, na medida em que não considera determinados
custos decorrentes dos negócios da Companhia, que podem afetar, de maneira
significativa, os lucros da Companhia, tais como despesas financeiras e despesas com
amortização e depreciação.
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13. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras
3.3. Identificar e comentar qualquer evento subsequente às últimas demonstrações
financeiras de encerramento de exercício social que as altere
substancialmente1
Os eventos subseqüentes a seguir referem-se às demonstrações contábeis do 2º
trimestre de 2010, sendo essas as últimas demonstrações divulgadas pela
Companhia.
• Autorização de divulgação das demonstrações contábeis
O Conselho de Administração da Companhia, em reunião realizada em 13 de agosto
de 2010, autorizou a divulgação destas demonstrações contábeis.
• Participação Especial dos campos de Barracuda e Caratinga
Em 1º de julho de 2010, a Petrobras recebeu auto de infração lavrado pela Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, no valor de R$ 221.968
mil, a título de participação especial dos campos de Barracuda e Caratinga por conta
de valores que teriam sido recolhidos a menor pela Companhia, durante o período
compreendido entre o 2º trimestre de 2005 e o 4º trimestre de 2009, em função do
abatimento de custos em suposto desacordo com a Portaria ANP nº 10/99. A
exposição máxima estimada com juros e multa de mora alcança R$ 412.084 mil.
Em 15 de julho de 2010, a Petrobras protocolou sua defesa junto à ANP e a posição
dos seus assessores jurídicos é de que a expectativa de perda é possível.
• Deliberações da Assembléia Geral Extraordinária
Em 12 de agosto de 2010, a Assembléia Geral Extraordinária deliberou e aprovou o
seguinte:
a) A ratificação da contratação da empresa especializada PricewaterhouseCoopers
Corporate Finance & Recovery Ltda. (PwC) para elaboração de laudo de avaliação
de quatro séries de Letras Financeiras do Tesouro de emissão da União Federal
(Laudo) com vencimento em 07.09.2014, 07.03.2015, 07.09.2015 e 07.09.2016
(LFTs), a serem opcionalmente utilizadas pelos acionistas da Companhia para
integralizar as ações que vierem a subscrever no âmbito de oferta pública de
distribuição primária de ações da Companhia, a ser realizada em observância do
Artigo 62 do Estatuto Social da Companhia e nos termos da Instrução CVM nº 400,
de 29 de dezembro de 2003, conforme alterada;
b) Critérios e as metodologias para determinação do valor das LFTs, conforme
propostos pela PwC na minuta do Laudo (Critérios de Avaliação); e
c) A delegação de poderes ao Conselho de Administração da Companhia para aprovar
o Laudo, homologando o valor definitivo de cada série de LFTs, conforme constante
do Laudo, mediante aplicação dos Critérios de Avaliação.
A Companhia informa ainda que a União Federal se absteve de votar as matérias
incluídas na ordem do dia e que foi comunicado aos acionistas durante a Assembléia
que o Comitê de Minoritários, composto pelo Dr. Fabio Colletti Barbosa, Conselheiro
1
Quando da apresentação do formulário de referência por conta do pedido de registro de distribuição
pública de valores mobiliários, as informações devem se referir a eventos subsequentes às últimas
informações contábeis divulgadas pelo emissor.
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14. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras
representante dos minoritários ordinaristas, Dr. Jorge Gerdau Johannpeter,
Conselheiro representante dos preferencialistas, e Dr. Ary Oswaldo Mattos Filho,
membro externo e também independente, entendeu como adequado o Critério de
Avaliação das LFTs submetido à deliberação da Assembléia.
• PMCC – Soluções Logísticas de Etanol S.A.
Em 28 de março de 2008, incorporamos, juntamente com a Construções e Comércio
Camargo Corrêa S.A e Mitsui & Co. Ltd., a PMCC, com o fim de aumentar a nossa
participação no setor de etanol. A PMCC tem como objetivo o desenvolvimento de um
sistema integrado de logística de etanol, consistente de uma rede de polidutos, bases,
transporte hidroviário e serviços de rodo-coleta, com o fim de promover o seu
escoamento tanto para o mercado interno como para o mercado externo.
Em 28 de julho de 2010, a Mitsui & Co. Ltd. manifestou a intenção de deixar o capital
da PMCC, e, como resultado, ao final da operação de saída da Mitsui & Co. Ltd. do
capital da PMCC, passaremos a deter 49,0% do seu capital social e a Camargo
Corrêa Investimentos em Infra-Estrutura S.A., 51,0%.
Estimamos que os investimentos da PMCC para desenvolver esse sistema entre os
próximos três a cinco anos possam chegar a R$5,0 bilhões, os quais têm início em
2010, com o poliduto ligando Ribeirão Preto a Paulínia. Nossa intenção e da Camargo
Corrêa Investimentos em Infra-Estrutura S.A. é de alavancar o máximo dos
investimentos necessários para a consecução das atividades da PMCC por meio de
recursos advindos do BNDES e de bancos comerciais brasileiros.
Atualmente, a PMCC vem mantendo negociações com duas empresas que estudam
projetos de mesma natureza ― a Uniduto Logística S.A. e a Odebrecht Transport
Participações S.A. ―, com o objetivo de, no curto prazo, redistribuir a participação que
nós e a Camargo Corrêa Investimentos em Infra-Estrutura S.A. temos na PMCC, de
forma que, ao final desse processo, passemos a deter cerca de 20% do capital social
da PMCC ou na empresa que venha a sucedê-la na implementação de seu projeto.
• P-33
Em 12 de agosto de 2010, a ANP suspendeu as atividades da plataforma P-33 no
Campo de Marlim, na Bacia de Campos, como resultado de uma fiscalização
conduzida a partir de um pedido de interdição emergencial e apuração das denúncias
de situações de risco na plataforma P-33 advindo do Sindicato dos Petroleiros do
Norte Fluminense. De acordo com a ANP, a determinação de suspensão teve como
objetivo resguardar a segurança das operações da plataforma P-33 e de seus
trabalhadores e perdurará até que os níveis de segurança exigidos pela ANP sejam
restabelecidos. Como resultado, decidimos imediatamente antecipar a paralisação
para manutenção da plataforma P-33, inicialmente prevista para outubro de 2010.
• Aprovação do contrato da Cessão Onerosa e da Oferta Global
Em 1º de setembro de 2010, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou: (1)
os termos e condições da minuta do contrato da cessão onerosa, apresentado no item
3.9 deste Formulário de Referência, limitado à produção de cinco bilhões de barris
equivalentes de petróleo, nos termos do previsto na Lei n° 12.276, incluindo a fixação
do valor econômico inicial em R$ 74.808 milhões, equivalente à US$ 42.533 milhões,
da Cessão Onerosa, a ser celebrado entre a Petrobras, a União Federal, e a ANP, e
(2) os termos gerais da oferta pública de distribuição primária de ações ordinárias e
ações preferenciais de emissão da Petrobras, incluindo sob a forma de American
Depositary Shares, representados por American Depositary Receipts, a ser realizada
simultaneamente no Brasil e no exterior (Oferta Global), bem como autorizou a
Diretoria Executiva da Petrobras a praticar todos os atos necessários à consecução da
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15. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras
Oferta Global, incluindo a celebração de todos os contratos e documentos necessários
à realização da Oferta Global.
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16. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.4 - Política de destinação dos resultados
3.4. Descrever a política de destinação dos resultados dos 3 últimos exercícios
sociais, indicando:
a. regras sobre retenção de lucros
As seguintes regras se aplicam aos 3 últimos exercícios sociais:
Reserva Legal
É constituída mediante a apropriação de 5% do lucro líquido do exercício, em
conformidade com o artigo 193 da Lei 6.404/76 das Sociedades por Ações.
Reserva Estatutária
Constituída mediante a apropriação do lucro líquido de cada exercício de um montante
equivalente a, no mínimo, 0,5% do capital social integralizado e destina-se ao custeio
dos programas de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O saldo desta reserva não
pode exceder a 5% do capital social integralizado, de acordo com o artigo 55 do
Estatuto Social da Companhia.
Reserva de Incentivos Fiscais
É constituída mediante destinação de parcela do resultado do exercício equivalente
aos incentivos fiscais, decorrentes de doações ou subvenções governamentais, em
conformidade com o artigo 195-A da Lei 6.404/76 das Sociedades por Ações. Essa
reserva somente poderá ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento de
capital social.
Retenção de Lucros
É destinada à aplicação em investimentos previstos em orçamento de capital,
principalmente nas atividades de exploração e desenvolvimento da produção de
petróleo e gás, em conformidade com o artigo 196 da Lei 6.404/76 das Sociedades por
Ações.
b. regras sobre distribuição de dividendos
As seguintes regras se aplicam aos 3 últimos exercícios sociais:
Dispõe o Estatuto Social da Petrobras:
Os acionistas terão direito, em cada exercício, aos dividendos e/ou juros de capital
próprio, que não poderão ser inferiores a 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido
ajustado, na forma da Lei das Sociedades por Ações, rateado pelas ações em que se
dividir o capital da Companhia (art. 8º).
As ações preferenciais terão prioridade no caso de reembolso do capital e no
recebimento dos dividendos, no mínimo, de 5% (cinco por cento) calculado sobre a
parte do capital representada por essa espécie de ações, ou de 3% (três por cento) do
valor do patrimônio líquido da ação, prevalecendo sempre o maior, participando, em
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17. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.4 - Política de destinação dos resultados
igualdade com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de
incorporação de reservas e lucros (art. 5º).
Salvo deliberação em contrário da Assembléia Geral, a Companhia efetuará o
pagamento de dividendos e de juros de capital próprio, devidos aos acionistas, no
prazo de 60 (sessenta) dias a partir da data em que forem declarados e, em qualquer
caso, dentro do exercício social correspondente, observadas as normas legais
pertinentes (art. 9º).
Os dividendos não reclamados pelos acionistas dentro de 3 (três) anos, a contar da
data em que tenham sido postos à disposição dos acionistas, prescreverão em favor
da Companhia (art. 10º).
Os valores dos dividendos e juros, a título de remuneração sobre o capital próprio,
devidos ao Tesouro Nacional e aos demais acionistas, sofrerão incidência de encargos
financeiros equivalentes à taxa SELIC, a partir do encerramento do exercício social até
o dia do efetivo recolhimento ou pagamento, sem prejuízo da incidência de juros
moratórios quando esse recolhimento não se verificar na data fixada pela Assembléia
Geral (art. 11º).
c. periodicidade das distribuições de dividendos
As seguintes regras se aplicam aos 3 últimos exercícios sociais:
Dispõe o Estatuto Social da Petrobras:
Os acionistas terão direito ao recebimento de dividendos em cada exercício social
(art.8º).
A Companhia poderá, mediante deliberação de seu Conselho de Administração,
antecipar valores a seus acionistas, a título de dividendos ou juros sobre o capital
próprio, sendo esses corrigidos pela taxa SELIC desde a data do efetivo pagamento
até o encerramento do respectivo exercício social, na forma prevista no art. 204 da Lei
nº 6.404, de 1976 (art. 9º).
A Companhia poderá levantar balanços semestrais, para pagamento de dividendos ou
juros sobre o capital próprio, por deliberação do Conselho de Administração (art. 53º).
d. eventuais restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou
regulamentação especial aplicável ao emissor, assim como contratos,
decisões judiciais, administrativas ou arbitrais
Não há.
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18. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido
(Reais) Últ. Inf. Contábil Exercício social 31/12/2009 Exercício social 31/12/2008 Exercício social 31/12/2007
Lucro líquido ajustado 0,00 27.303.234.000,00 34.140.123.000,00 20.932.159.000,00
Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 0,000000 30,530000 29,040000 31,440000
Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor 0,000000 18,900000 27,640000 20,240000
Dividendo distribuído total 1.754.815.348,00 8.335.373.000,00 9.914.707.000,00 6.580.557.000,00
Lucro líquido retido 0,00 20.987.979.000,00 27.992.769.000,00 15.453.037.000,00
Data da aprovação da retenção 22/04/2010 08/04/2009 04/04/2008
Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo
Juros Sobre Capital Próprio
Ordinária 1.014.669.468,80 31/05/2010 4.160.145.000,00 4.058.678.000,00 3.678.177.000,00
Preferencial Preferencial Classe A 740.145.879,20 31/05/2010 3.034.598.000,00 2.960.583.000,00 2.683.028.000,00
Preferencial Preferencial Classe A 1.221.242.000,00
Dividendo Obrigatório
Ordinária 659.535.000,00 1.674.204.000,00 126.834.000,00
Preferencial Preferencial Classe A 481.095.000,00 92.518.000,00
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19. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas
3.6. Informar se, nos 3 últimos exercícios sociais, foram declarados dividendos a
conta de lucros retidos ou reservas constituídas em exercícios sociais
anteriores
Não foram declarados dividendos a conta de lucros retidos ou reservas constituídas
em exercícios anteriores.
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20. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.7 - Nível de endividamento
Exercício Social Montante total da dívida, Tipo de índice Índice de Descrição e motivo da utilização de outro índice
de qualquer natureza endividamento
30/06/2010 202.122.868.000,00 Índice de Endividamento 1,12000000
31/12/2009 184.532.484.000,00 Índice de Endividamento 1,16000000
30/06/2010 0,00 Outros índices 0,34000000 Endividamento Líquido / (Endividamento
Líquido+Patrimônio Líquido)
A Administração da Petrobras acredita que o
endividamento líquido/(endividamento líquido+patrimônio
líquido) é um indicador suplementar adequado para auxiliar
os investidores a avaliar a liquidez da Companhia e serve
para a Administração analisar os objetivos a serem
atingidos.
A metodologia utilizada para calcular o índice está
apresentada no quadro 3.9.
31/12/2009 0,00 Outros índices 0,31000000 Endividamento Líquido / (Endividamento
Líquido+Patrimônio Líquido)
A Administração da Petrobras acredita que o
endividamento líquido/(endividamento líquido+patrimônio
líquido) é um indicador suplementar adequado para auxiliar
os investidores a avaliar a liquidez da Companhia e serve
para a Administração analisar os objetivos a serem
atingidos.
A metodologia utilizada para calcular o índice está
apresentada no quadro 3.9.
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21. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento
Últ. Inf. Contábil (30/06/2010)
Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total
Garantia Real 2.577.000,00 870.471.000,00 25.358.000,00 79.889.000,00 978.295.000,00
Garantia Flutuante 73.068.000,00 22.975.000,00 0,00 4.275.931.000,00 4.371.974.000,00
Quirografárias 65.307.625.000,00 23.253.392.000,00 11.367.991.000,00 96.843.591.000,00 196.772.599.000,00
Total 65.383.270.000,00 24.146.838.000,00 11.393.349.000,00 101.199.411.000,00 202.122.868.000,00
Observação
Exercício social (31/12/2009)
Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total
Garantia Real 70.270.000,00 219.030.000,00 162.894.000,00 222.321.000,00 674.515.000,00
Garantia Flutuante 2.671.000,00 13.016.000,00 0,00 4.114.811.000,00 4.130.498.000,00
Quirografárias 59.231.178.000,00 25.840.500.000,00 14.641.400.000,00 80.014.393.000,00 179.727.471.000,00
Total 59.304.119.000,00 26.072.546.000,00 14.804.294.000,00 84.351.525.000,00 184.532.484.000,00
Observação
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22. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
3.9. Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes
Método utilizado para calcular o índice Endividamento Líquido / (Endividamento
Líquido + Patrimônio Líquido), conforme item 3.7.b.
Informações do Sistema Petrobras (Consolidadas) R$ milhões
30.06.2010 31.12.2009
Endividamento de Curto Prazo1 25.981 15.556
Endividamento de Longo Prazo1 92.430 85.341
Total 118.411 100.897
Disponibilidades 24.210 29.034
Endividamento Líquido 2 94.201 71.863
Endividamento Líquido/(Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)1 34% 30%
1- Inclui compromissos contratuais com transferência de benefícios, risco e controle de bens
(R$ 638 milhões em 30.06.2010 e R$ 739 milhões em 31.12.2009)
2 - Endividamento Total (-) Disponibilidades.
Contrato de Cessão Onerosa
A Petrobras celebrou, em 3 de setembro de 2010, um contrato com a União, mediante o
qual a União cederá à Petrobras o direito de exercer atividades de pesquisa e lavra de
petróleo, de gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos localizados em blocos na área
do pré-sal, limitado à produção de cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo
(“Contrato de Cessão Onerosa”), conforme previsto na Lei n° 12.276 sancionada pelo
Presidente da República em 30 de junho de 2010 (“Lei 12.276”). Após a obtenção pela
Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP e pela Petrobras
de laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras independentes, em
observância da Lei 12.276, e após negociarmos com a União, os termos e condições do
Contrato de Cessão Onerosa foram aprovados pelo Conselho de Administração da
Petrobras e pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE em reuniões
realizadas em 1 de setembro de 2010.
A íntegra do Contrato de Cessão Onerosa poderá ser encontrada na nossa página da rede
mundial de computadores www.petrobras.com.br/ri
Objeto do Contrato de Cessão Onerosa
De acordo com o Contrato de Cessão Onerosa, como contraprestação ao direito de
exercer atividades de exploração e produção de petróleo, gás natural e outros
hidrocarbonetos fluidos em áreas especificadas no Contrato de Cessão Onerosa,
limitado a uma produção máxima de cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo, a
Petrobras efetuará o pagamento de um valor (“Valor Inicial”).
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23. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
Área do Contrato de Cessão Onerosa
O Contrato de Cessão Onerosa abrange seis blocos definitivos e um bloco contingente,
localizados em áreas do pré-sal, identificadas no anexo I ao Contrato de Cessão
Onerosa. Os blocos estão localizados na Bacia de Santos e apresentam uma
configuração geológica similar às formações geológicas descobertas no pré-sal.
Órgão regulador e fiscalizador
A ANP tem autoridade para regular e fiscalizar as atividades da Petrobras no âmbito do
Contrato de Cessão Onerosa, bem como o cumprimento do Contrato de Cessão
Onerosa.
Custos e riscos associados à execução do Contrato de Cessão Onerosa
Todas as atividades da Petrobras no âmbito do Contrato de Cessão Onerosa serão
realizadas por sua conta e risco.
Valor do Contrato de Cessão Onerosa
O Valor Inicial do Contrato de Cessão Onerosa é R$ 74.807.616.407,00, e foi
determinado por meio de negociação entre a Petrobras e a União, baseado em laudos
técnicos elaborados por entidades certificadoras independentes, que foram contratadas
pela Petrobras e pela ANP, nos termos da Lei nº 12.276/10.
Para o pagamento do Valor Inicial do Contrato de Cessão Onerosa, a Petrobras pretende
utilizar os recursos obtidos na venda de Ações na Oferta Global. A Lei nº 12.276/10
faculta a Petrobras e o Contrato de Cessão Onerosa prevê que o pagamento do Valor
Inicial poderá ser efetuado em LFTs que a União utilizar para integralizar ações
ordinárias ou preferenciais no contexto da pretendida Oferta Global, bem como avaliá-
las ao mesmo preço em que foram avaliadas para efeitos da Oferta Global. A Petrobras
espera entregar essas LFTs à União imediatamente após o encerramento da Oferta
Global.
Baseado nos laudos técnicos, elaborados por entidades certificadoras independentes,
obtidos pela Petrobras e pela ANP, o Contrato de Cessão Onerosa estabelece os valores
e volumes iniciais acordados para cada bloco, da seguinte forma:
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24. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
AVALIAÇÕES INICIAIS
Área do Contrato
Volume da Valor do barril
Valoração da
Cessão Onerosa
Cessão Onerosa
(milhões de boe) (US$/boe*)
BLOCO 1
467 9,0094 4.207.389.800,00
Florim
BLOCO 2
3.058 9,0400 27.644.320.000,00
Franco
BLOCO 3
319 7,9427 2.533.721.300,00
Sul de Guará
BLOCO 4
600 5,8157 3.489.420.000,00
Entorno de Iara
BLOCO 5
128 7,8531 1.005.196.800,00
Sul de Tupi
BLOCO 6
428 8,5357 3.653.279.600,00
Nordeste de Tupi
BLOCO 7
contingente - - - -
Peroba
Valor Inicial do Contrato de Cessão Onerosa 42.533.327.500,00
Taxa de Câmbio 1,7588
Valor Inicial do Contrato em Reais (R$) 74.807.616.407,00
*barrel of oil equivalent
Prazo de Vigência do Contrato de Cessão Onerosa
O prazo de vigência do Contrato de Cessão Onerosa é de 40 (quarenta) anos,
prorrogável por até 5 (cinco) anos adicionais, mediante solicitação da Petrobras, sendo
permitida a prorrogação somente nas hipóteses (i) de caso fortuito ou força maior; (ii)
de atraso na obtenção de licença ambiental, desde que tal atraso possa ser
exclusivamente imputado ao órgão ambiental competente; (iii) de suspensão das
atividades por determinação da ANP; ou (iv) de alteração das condições geológicas
previstas para respectivo bloco ou área. A prorrogação somente surtirá efeitos para
atividades a serem realizadas no bloco em que a ANP identificar a ocorrência de uma
das hipóteses anteriores, e deverá considerar o período de tempo proporcional ao fato
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25. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
que ensejou o pedido de prorrogação e seus efeitos, observando-se o limite de 5 (cinco)
anos adicionais mencionados no início do parágrafo.
Bloco Contingente
A Petrobras pode requerer à União a execução das atividades do Programa de
Exploração Obrigatório (conforme definido abaixo) no bloco contingente no prazo
máximo de 4 (quatro) anos contados da data de assinatura do Contrato de Cessão
Onerosa e desde que comprovado, segundo as melhores práticas da indústria do
petróleo, que o total dos volumes recuperáveis contidos nos demais blocos seja inferior
ao volume máximo do Contrato de Cessão Onerosa.
A execução do programa de exploração obrigatório no bloco contingente deverá ocorrer
dentro da Fase de Exploração (conforme definida abaixo). A qualquer tempo, caso a
Petrobras e a União reconheçam a possibilidade de produção do volume máximo nos
demais blocos, a Petrobras deverá devolver imediatamente o bloco contingente à União.
Revisão do Contrato de Cessão Onerosa
O Contrato de Cessão Onerosa está sujeito a um procedimento de revisão. A Petrobras
deve notificar a União e a ANP 10 (dez) meses antes da data prevista para a declaração
de comercialidade referente a qualquer bloco da área do Contrato de Cessão Onerosa
para que seja iniciado o procedimento de revisão, o qual ocorrerá imediatamente após a
declaração de comercialidade de cada campo em cada um dos blocos. O procedimento
de revisão será concluído, tendo por base os valores e volumes revistos em cada campo,
após a data da última declaração de comercialidade emitida pela Petrobras no âmbito do
Contrato da Cessão Onerosa, conforme notificado à ANP. O procedimento de revisão
será aplicado também no bloco contingente.
A conclusão da revisão poderá ter como resultado a renegociação dos seguintes itens do
Contrato de Cessão Onerosa:
(a) Valor do Contrato de Cessão Onerosa;
(b) Volume Máximo;
(c) Prazo de Vigência; e
(d) Percentuais mínimos de Conteúdo Local (vide seção abaixo).
Caso o valor revisto seja superior ao Valor Inicial do Contrato de Cessão Onerosa, a
Petrobras pode acordar com a União uma das seguintes formas de pagamento (ou ambas
conjuntamente): (i) efetuar o pagamento, em dinheiro ou LFTs, à União, do valor
correspondente à diferença entre o valor revisto (resultado do procedimento da revisão)
e o Valor Inicial do Contrato de Cessão Onerosa; ou (ii) a reduzir o valor máximo de
cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo, com a possibilidade de devolução de
blocos da área do Contrato. Se o preço revisto for inferior ao Valor Inicial do Contrato,
a União nos pagará, em dinheiro, LFTs, valores mobiliários emitidos pela Petrobras ou
de outra forma que venha a ser acordada previamente entre a Petrobras e a União, a
diferença entre o Valor Inicial e o valor revisto do Contrato de Cessão Onerosa. Em
ambos os casos, a diferença entre o valor revisto de cada bloco e o Valor Inicial do
Contrato de Cessão Onerosa, em dólares norte-americanos, será convertida para Reais,
na data de revisão de cada bloco, pela média da taxa de câmbio PTAX (compra) vigente
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26. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
nos últimos 30 (trinta) dias e será corrigida pela taxa Sistema Especial de Liquidação e
Custódia (SELIC) até a data da conclusão da revisão, sendo que tais pagamentos
deverão ser efetuados em período não superior a três anos após a conclusão do
procedimento de revisão, corrigindo-se os valores pela taxa SELIC, da data da
conclusão da revisão até a data do efetivo pagamento.
O procedimento de revisão se baseará em laudos técnicos elaborados por entidades
certificadoras independentes, a serem contratados tanto pela ANP quanto pela Petrobras.
Os elementos utilizados para a revisão do valor inicial do Contrato de Cessão Onerosa
são:
• Data Base: a mesma data empregada nas certificações para o cálculo do valor
inicial, obtidas pela Petrobras e pela ANP;
• Taxa de Desconto: a taxa de desconto de 8,83% ao ano real;
• Preço de Referência do Petróleo: O Preço de Referência será igual à média das
cotações de fechamento no mês anterior à data de referência para a revisão, em
cada bloco, do petróleo Crude Light West Texas Intermediate – WTI, em
US$/barril, divulgadas pela bolsa de valores NYMEX sob o código CL, para o
contrato futuro de décimo oitavo vencimento, menos o diferencial em relação ao
petróleo Brent. O diferencial em relação ao petróleo Brent (preço WTI menos
preço Brent) será calculado utilizando-se as médias anuais das projeções
mensais mais recentes publicadas pela consultoria Pira Energy Group para o ano
seguinte ao da revisão, ou, caso não esteja disponível, uma previsão equivalente
publicada por entidade internacional de reconhecida competência técnica no
setor de petróleo e gás natural. Para cada bloco da área do Contrato, o diferencial
do preço do petróleo do bloco em relação ao petróleo Brent será calculado
segundo a caracterização de fluidos mais recentemente disponível na data da
revisão, utilizando-se para cálculo do diferencial em relação ao preço de
referência a metodologia indicada na Portaria ANP nº 206/2000.
• Preço de Referência do Gás Natural, em US$/MMBtu:
(i) Preço de Referência do Gás Natural (PRGN)
O preço de referência do gás natural, em US$/MMBtu, é constituído pelo “Preço
no Mercado de Referência (PMR)” subtraído pelas parcelas referentes às
“Tarifas de Processamento (TP)”, “Tarifa de Transferência (TT)” e “Despesas de
Comercialização (DC)”, conforme fórmula abaixo: PRGN = PMR - (TTr + TP +
TT + DC), sendo que:
(ii) Preço no Mercado de Referência (PMR):
O “Preço no Mercado de Referência”, em US$/MMBtu, é constituído pelo preço
médio de venda do gás natural nacional nos doze meses que antecederem o mês
da revisão, ponderado por volume, praticado pela Petrobras para fornecimento
firme ao mercado não-termelétrico, nos Estados do Rio e de São Paulo, nas
condições de referência contratuais.
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27. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
(iii) Tarifas de Transporte (TTr):
As Tarifas de Transporte, em US$/MMBtu, são as tarifas contratuais dos
gasodutos utilizados para transporte dos gás entre as unidades de tratamento e os
pontos de entrega, discriminadas a seguir:
TTr = Σ TTr(n)
onde:
TTr(n) – Tarifa de Transporte do gasoduto n.
(iv) Tarifa de Processamento (TP):
A “Tarifa de Processamento”, em US$/MMBtu, é determinada com base no
custo de tratamento do gás do Pré-Sal, no terminal de Cabiúnas, considerando,
no cômputo, a receita proveniente da comercialização de combustíveis líquidos
produzidos no processo de tratamento.
(v) Tarifa de Transferência (TT):
A “Tarifa de Transferência”, em US$/MMBtu, é determinada com base no custo
do escoamento de gás natural do Pré-Sal, das unidades de produção até o
terminal de Cabiúnas.
(vi) Despesas de Comercialização (DC):
As Despesas de Comercialização, em US$/MMBtu, correspondem aos custos
incorridos na comercialização de gás, que inclui, dentre outros, a elaboração e
gestão dos contratos de comercialização de gás natural, o controle logístico do
suprimento e o faturamento.
(vii) Os custos previstos nos itens iv e v serão calculados com base em
informações auditadas junto à Petrobras para projetos semelhantes de
escoamento de gás no pré-sal. Os custos previstos no item vi serão
calculados com base em informações auditadas junto à Petrobras
referentes à comercialização de gás natural.
• Tributação: será considerada a carga tributária brasileira para os campos em
regime de cessão onerosa vigente à época da revisão;
• Custos:
a. Para as operações realizadas entre a data de assinatura e a data da revisão
será considerado o custo efetivamente incorrido pela Petrobras, em US$,
de modo segregado para cada bloco da área do Contrato de Cessão
Onerosa.
b. Os custos de investimentos, os custos operacionais e as demais despesas
futuras serão estimados segundo as melhores práticas da indústria do
petróleo, levando-se em conta o ambiente operacional, e valorados com
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28. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
base nos preços de mercado vigentes para cada bem ou serviço na data
da revisão.
c. Afretamento e aluguel: sempre que aplicáveis, segundo as melhores
práticas da indústria do petróleo, serão considerados para ativos da
produção, incluindo, mas não se limitando, às unidades de produção e
equipamentos submarinos. Serão estimados com base nas taxas diárias de
afretamento, referentes a contratos mais recentes, para unidades
estacionárias de produção, de valores de mercado (CAPEX)
equivalentes. Somar-se-á a estes pagamentos o valor correspondente à
tributação incidente sobre as remessas.
d. Os custos de investimento, de operação e das demais despesas serão
cotados em dólares americanos (US$); e
• Taxa de câmbio: a diferença entre o preço revisto e o preço inicial será
convertida de dólar dos Estados Unidos da América para Reais pela média anual
da taxa de câmbio PTAX (compra - calculada pelo Banco Central do Brasil),
vigente nos 30 (trinta) dias que antecedem o pagamento.
Fases
O exercício das atividades previstas no Contrato de Cessão Onerosa é dividido em duas
fases:
• Fase de Exploração: Esta primeira fase inclui as atividades de avaliação de
eventual descoberta de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos
fluidos, para determinação de sua comercialidade. A fase de exploração
começará na data de assinatura e terminará com a declaração de comercialidade
da respectiva jazida descoberta em cada bloco contido na área do Contrato de
Cessão Onerosa. A fase de exploração terá a duração de 4 (quatro) anos para a
execução das atividades do programa de exploração obrigatório e de eventuais
trabalhos adicionais, que deverão ser aprovados previamente pela ANP. O prazo
de duração é prorrogável por 2 (dois) anos. Após o cumprimento do programa de
exploração obrigatório em cada bloco, em seguida à notificação de descoberta à
ANP, a Petrobras poderá propor um plano de avaliação. Após a etapa de
avaliação, a seu critério e mediante notificação por escrito à ANP, a Petrobras
poderá: (a) encerrar a fase de exploração, com a apresentação da declaração de
comercialidade; ou (b) informar não ter havido descobertas que justifiquem
investimentos em desenvolvimento, o que implicará a devolução do respectivo
bloco, na data de recebimento da notificação; e
• Fase de Produção: A segunda fase de produção começa na data da entrega pela
Petrobras à ANP da declaração de comercialidade e estende-se até o término do
prazo de vigência do Contrato de Cessão Onerosa. Compreende a etapa de
desenvolvimento, em que a Petrobras realiza atividades de acordo com um plano
de desenvolvimento aprovado pela ANP. O início da produção deverá ser
notificado à ANP.
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29. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
Programa de Exploração Obrigatório
Durante a Fase de Exploração, a Petrobrás deve executar integralmente as atividades
constantes do Programa de Exploração Obrigatório, conforme contido no anexo IV ao
Contrato de Cessão Onerosa.
A ANP poderá multar a Petrobras em caso de atrasos na execução do Programa de
Exploração Obrigatório. Se o atraso for de até 24 (vinte e quatro) meses, a multa
corresponderá ao valor das atividades não executadas, proporcional ao número de dias
atrasados. Se o atraso for superior a 24 (vinte e quatro) meses, então a multa será igual
ao dobro do valor das atividades do Programa de Exploração Obrigatório para o bloco
em questão.
Realocação dos Volumes da Cessão Onerosa
A Petrobras e a União, após manifestação técnica da ANP e após a revisão, poderão
negociar a realocação do volume de petróleo e gás natural inicialmente atribuído para
cada bloco para um novo bloco, respeitando-se nesta realocação os valores vigentes
para o barril em cada bloco da área do Contrato de Cessão Onerosa, nas seguintes
hipóteses: (i) a autoridade ambiental competente não conceda, em definitivo, o
licenciamento ambiental para o exercício das atividades de exploração e produção de
petróleo e gás natural em determinado bloco ou campo ou (ii) a produção dos volumes
previstos para qualquer bloco não for viável, segundo as melhores práticas da indústria
do petróleo, devido às características geológicas dos reservatórios, mantidas as
premissas econômicas utilizadas na revisão.
Para a realocação, o volume a ser recuperado no novo bloco será aquele resultante da
multiplicação do volume a ser realocado pela razão entre o valor do barril no bloco em
que o volume não produzido estava originalmente alocado e o valor do barril no bloco
para o qual for realizada a realocação.
Caso seja possível a realocação apenas de parte do volume de petróleo, de gás natural e
de outros hidrocarbonetos fluido não produzidos pela Petrobras, o procedimento de
realocação será parcialmente efetuado, e a União ressarcirá à Petrobras o “valor a
recuperar”, que corresponde ao montante equivalente à multiplicação do volume não
passível de recuperação após a realocação pelo valor do barril no bloco para o qual foi
realizada a realocação. O valor a recuperar, em dólares norte-americanos, será
convertido para reais, na data da revisão de cada bloco, pela média da taxa de câmbio
PTAX vigente no mês que anteceder a revisão e será corrigido pela taxa SELIC,
considerando o período entre a data de revisão no respectivo bloco e a data do efetivo
pagamento pela União.
Se ficar evidenciado que não é possível realizar a realocação de qualquer volume
conforme previsto nos parágrafos anteriores, a União deverá ressarcir à Petrobras o
valor resultante da multiplicação do total do volume de barris equivalentes de petróleo
não produzido pelo valor do barril no respectivo bloco convertido em Reais pela média
da taxa de câmbio PTAX vigente no mês anterior à revisão, corrigido pela taxa SELIC
considerando-se o período entre a data de revisão do respectivo bloco e a data do efetivo
pagamento pela União.
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30. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
Em ambos os casos, a forma e o prazo do pagamento do valor a ser ressarcido serão
negociados entre a Petrobras e a União e os pagamentos deverão ser efetuados em
período não superior a três anos após a conclusão do procedimento de realocação.
Individualização da Produção
O procedimento de individualização da produção de petróleo e de gás natural deverá ser
instaurado quando se identificar que uma jazida se estende para além da área objeto do
Contrato de Cessão Onerosa. Nesse caso, a Petrobras deverá notificar à ANP
imediatamente após a identificação da jazida mencionada, e apenas poderá exercer
atividades de pesquisa e lavra mediante a celebração de Acordo de Individualização da
Produção com o concessionário ou contratado sob outro regime de exploração e
produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos na área para
qual se estender a jazida. Quando a jazida se estender para área não concedida ou não
contratada sob outro regime de exploração e produção, a União indicará representante
para a negociação e celebração do Acordo de Individualização da Produção com a
Petrobras.
Se as partes não conseguirem chegar a um acordo dentro do prazo estabelecido pela
ANP, esta determinará, com base em laudo técnico, a forma de apropriação dos direitos
e obrigações sobre a jazida individualizada, e notificará a Petrobras, bem como à outra
parte interessada, para que firmem o Acordo de Individualização da Produção. Até que
o Acordo de Individualização da Produção seja aprovado pela ANP, o desenvolvimento
e a produção do campo devem permanecer suspensos, salvo se autorizados pela ANP.
Licenças, Autorização e Permissões
A Petrobras deverá obter todas as licenças, autorizações, permissões e direitos, exigidos
nos termos da lei, por determinação das autoridades competentes ou em razão de direito
de terceiros, referidos ou não no Contrato de Cessão Onerosa, inclusive relativos ao
meio ambiente e que sejam necessários para a execução das operações.
Ambiental
A Petrobras é obrigada a preservar o meio ambiente e proteger o equilíbrio do
ecossistema na área objeto do Contrato de Cessão Onerosa, a evitar a ocorrência de
danos e prejuízos à fauna, à flora e aos recursos naturais, a atentar para a segurança de
pessoas e animais, a respeitar o patrimônio histórico-cultural, e a reparar ou indenizar os
danos decorrentes das operações.
Conteúdo Local
O Contrato de Cessão Onerosa obriga a Petrobras a garantir aos fornecedores brasileiros
condições amplas e equânimes de concorrência com as demais empresas convidadas a
apresentar propostas de venda de bens ou de prestação de serviços. O conteúdo local
global mínimo para a fase de exploração é 37% (trinta e sete por cento), observadas
metas de conteúdo local de certos itens e subitens definidos no Contrato de Cessão
Onerosa. Para a etapa de desenvolvimento, o conteúdo local mínimo é de: (i) 55%
(cinqüenta e cinco por cento), para os módulos da etapa de desenvolvimento que
iniciarem a produção até 2016; (ii) 58% (cinqüenta e oito por cento), para os módulos
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31. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
da etapa de desenvolvimento que iniciarem a produção entre 2017 e 2019; (iii) 65%
(sessenta e cinco por cento), para os módulos da etapa de desenvolvimento que
iniciarem produção a partir de 2020. Independentemente dos percentuais mínimos
estabelecidos para cada módulo, o percentual global médio do conteúdo local na etapa
de desenvolvimento de produção será de no mínimo 65% (sessenta e cinco por cento),
considerados neste percentual todos os módulos de desenvolvimento no âmbito do
Contrato de Cessão Onerosa;
Se a Petrobras não cumprir as obrigações do conteúdo local, estará sujeita a multas a
serem impostas pela ANP.
Royalties e Despesas com Pesquisa e Desenvolvimento
Com o início da produção comercial de cada campo, a Petrobras terá que pagar royalties
mensais em montante correspondente a 10% da produção de petróleo e gás natural.
Além disso, a Petrobras é obrigada a investir pelo menos 0,5% da receita bruta anual da
produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos sob o Contrato de
Cessão Onerosa em atividades de pesquisa e desenvolvimento a serem contratadas com
universidades, instituições de pesquisa e desenvolvimento tecnológicos nacionais,
públicas ou privadas, previamente credenciadas pela ANP para este fim, em áreas de
interesse e temas relevantes para o setor de energia e de meio ambiente.
Disposições Diversas
• A Petrobras não poderá ceder seus direitos relativos ao Contrato de Cessão
Onerosa;
• Se a Petrobras descumprir qualquer uma de suas obrigações estabelecidas no
Contrato de Cessão Onerosa ou em atos normativos da ANP poderá a agência,
com base na Lei nº 9.478, de 1997, e na Lei n° 9.847, de 1999, aplicar sanções
administrativas e pecuniárias cabíveis segundo a legislação brasileira aplicável e
as disposições contidas no Contrato de Cessão Onerosa, garantido o devido
processo legal e o disposto no artigo 13 da Lei n° 9847/99;
• Quando o descumprimento do Contrato de Cessão Onerosa pela Petrobras, a
exclusivo critério da ANP, não for grave, ou reiterado, ou revelador de dolo,
imperícia, imprudência ou negligência contumazes, ou se ficar constatado que
houve ação diligente no sentido de corrigir o descumprimento, a ANP, em vez
de propor a rescisão do Contrato de Cessão Onerosa, aplicará as sanções
mencionadas acima;
• O Contrato de Cessão Onerosa se extingue com a produção do volume máximo
estabelecido no Contrato; ou com o decurso do prazo de vigência ou ainda
poderá ser rescindido pela ANP caso a Petrobras deixe de cumprir prazo por ela
fixado para o adimplemento de obrigação pendente que se mostre relevante para
o prosseguimento das atividades em cada bloco, a critério da ANP. Referido
prazo não poderá ser inferior a 90 (noventa) dias, salvo nos casos de extrema
urgência;
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32. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
3.9 - Outras informações relevantes
• A Petrobras e a União somente deixarão de responder pelo cumprimento das
obrigações assumidas no Contrato de Cessão Onerosa nas hipóteses de caso
fortuito ou força maior. Configuram-se como caso fortuito, dentre outros casos,
situações de atraso na obtenção de licença ambiental, desde que tal atraso possa
ser exclusivamente imputado ao órgão ambiental competente;
• O Contrato de Cessão Onerosa está sujeito à legislação brasileira;
• A Petrobras e a União buscarão resolver amigavelmente suas controvérsias.
Caso não seja possível obter êxito no âmbito da conciliação, a Petrobras e a
União poderão: (i) submeter a controvérsia à arbitragem da Advocacia-Geral da
União; ou (ii) recorrer ao Poder Judiciário. O foro do Contrato de Cessão
Onerosa é o da Justiça Federal - Seção Judiciária de Brasília, Distrito Federal,
Brasil.
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33. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
4.1 - Descrição dos fatores de risco
4.1. Descrever fatores de risco que possam influenciar a decisão de investimento,
em especial, aqueles relacionados:
a. ao emissor
Nossa capacidade de atingir nossos objetivos de crescimento a longo prazo
depende da nossa capacidade de descobrir reservas adicionais e
desenvolvê-las com sucesso, sem o que podemos não conseguir alcançar
nossas metas de longo prazo para o crescimento da produção.
Nossa capacidade de alcançar nossos objetivos de crescimento a longo prazo,
incluindo os definidos em nosso Plano de Negócios para 2010-2014, depende
muito da nossa capacidade de obter novas concessões através de novas rodadas
de licitações, e da descoberta de reservas adicionais, assim como do
desenvolvimento bem-sucedido de nossas reservas existentes. Precisaremos
realizar investimentos substanciais a fim de alcançar as metas de crescimento
definidas em nosso Plano de Negócios para 2010-2014, e não podemos garantir
que estaremos aptos a levantar o capital exigido.
Além disso, nossa vantagem competitiva nas rodadas de licitações para novas
concessões no Brasil vem diminuindo ao longo dos anos devido ao aumento da
concorrência no setor de petróleo e gás no Brasil. Mais ainda, nossas atividades
de exploração nos expõem a riscos inerentes à perfuração, incluindo o risco de
que não descubramos reservas comercialmente produtivas de petróleo ou gás
natural. Os custos de perfuração são sempre incertos, e diversos fatores além do
nosso controle (tais como condições inesperadas de perfuração, falhas nos
equipamentos ou acidentes e atrasos na disponibilidade das plataformas de
perfuração e a entrega dos equipamentos) podem fazer com que essas operações
sejam atrasadas ou canceladas. Estes riscos aumentam quando perfuramos em
águas profundas ou ultraprofundas. A perfuração em águas profundas ou
ultraprofundas representou aproximadamente 72,6% dos poços exploratórios
marítimos que perfuramos em 2009.
A menos que conduzamos a exploração e o desenvolvimento das atividades com
sucesso ou adquiramos reservas provadas, ou ambas, e, ao mesmo tempo
conseguir o capital necessário para financiar estas atividades, nossas reservas
provadas diminuirão conforme forem extraídas. Além disso, sem a incorporação de
reservas adicionais, poderemos não conseguir atingir nossas metas de
crescimento, o que pode prejudicar o crescimento da produção e causar um efeito
adverso relevante nos nossos resultados futuros.
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34. Formulário de Referência - 2010 - PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Versão : 4
4.1 - Descrição dos fatores de risco
Nossas estimativas quanto às reservas de petróleo e gás natural envolvem
certo grau de incerteza, o qual pode afetar negativamente nossa capacidade
de gerar receita.
As reservas provadas de petróleo e gás natural são nosso volume estimado de
petróleo, gás natural e líquidos de gás natural cujos dados geológicos e de
engenharia demonstram ser recuperáveis a partir de reservas conhecidas sob
condições operacionais e econômicas existentes (como exemplo: os preços e
custos nas datas em que as estimativas foram feitas). Nossas reservas provadas
de petróleo e gás natural são reservas que esperamos recuperar através dos
poços existentes, utilizando os equipamentos e métodos operacionais existentes.
Há certo grau de incerteza na estimativa de quantidades de reservas provadas em
relação aos preços prevalentes do petróleo e gás natural aplicáveis a nossa
produção, o que pode nos levar a fazer revisões em nossas estimativas de
reservas. As revisões a menor em nossas estimativas de reservas podem nos
levar a diminuir a produção futura, o que pode afetar negativamente nossos
resultados operacionais e posição financeira.
Poderemos não ter recursos suficientes para o desenvolvimento dos
reservatórios do pré-sal que o Governo Federal já nos tenha licenciado ou
que venha a nos licenciar no futuro
O desenvolvimento dos reservatórios do pré-sal que nos foram concedidos pelo
Governo Federal tem demandado e continuarão a demandar significativos
investimentos de capital, principalmente em infra-estrutura adequada, mão de obra
qualificada e serviços em alto-mar. Consideramos como um dos principais desafios
o desenvolvimento de um conjunto de tecnologias e metodologias que nos
permitam enfrentar com sucesso as dificuldades impostas na exploração e
produção nos reservatórios do pré-sal. Incluem-se dentre essas dificuldades o fato
de os reservatórios do pré-sal, além do seu tamanho e magnitude, estarem
localizados em águas profundas e ultraprofundas, a distâncias consideráveis da
costa. Além disso, os reservatórios do pré-sal apresentam um conjunto de
propriedades específicas que exige o desenvolvimento de tecnologias inovadoras
para sua exploração e produção. Não podemos garantir que teremos e/ou
obteremos recursos suficientes para a instalação da infra-estrutura adequada,
contratação de mão de obra qualificada e realização de serviços em alto-mar, e
para o desenvolvimento da tecnologia e metodologias apropriadas para a
exploração e produção de petróleo e gás natural nos reservatórios do pré-sal que o
Governo Federal já nos tenha licenciado ou que venha a nos licenciar no futuro.
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