Petrobras 2006

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


* 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

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 �

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

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

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.”

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

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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.

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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

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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.

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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)

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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.”

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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 $ 32.987Impostos 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 11.506Depreciação, exaustão e amortização (2)(3)...................... 3.673 2.926 2.481 1.785 1.930Exploração, incluindo poços secos (2)............................... 934 1.009 613 512 435Despesas de vendas, gerais e administrativas ................... 4.989 4.474 2.901 2.091 1.741Outras despesas operacionais ............................................. 1.829 2.008 793 597 222Total dos custos e despesas ................................................ 51.486 40.245 28.067 20.518 15.834Receitas financeiras............................................................. 1.165 710 956 634 1.142Despesas 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 2.536.673.672Preferenciais (5) ................................................................ 1.850.364.698 1.849.478.028 1.849.478.028 1.849.478.028 1,807,742,676Lucro básico e diluído por ação: (5)(6) Ações Ordinárias e Preferenciais (5)(6)............................. $ 2,92 $ 2,36 $ 1,41 $ 1,50 $ 0,53ADS Ordinárias e Preferenciais (5)(6)............................... $ 11,68 $ 9,44 $ 5,64 $ 6,00 $ 2,12Dividendos em dinheiro por (5)(7): Ação Ordinária e Preferencial (5)(7) ................................ $0,84 $0,68 $0,42 $0,37 $0,29ADS 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

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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.

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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.

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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.

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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

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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

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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.

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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.

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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;

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• 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

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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”.

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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

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“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.

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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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Você pode não ser capaz de exercer direitos preferenciais a respeito das ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às ADSs.

Os detentores de ADSs que forem residentes nos Estados Unidos podem não ser capazes de exercer os direitos preferenciais relacionados às ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às nossas ADSs, salvo se uma declaração de registro de acordo com a Lei de Mercado de Capitais de 1933 dos EUA estiver em vigor a respeito dos direitos ou uma isenção das exigências de registro da Lei de Mercado de Capitais de 1933 estiver disponível. Não somos obrigados a apresentar uma declaração de registro a respeito de ações ordinárias ou preferenciais em relação a esses direitos preferenciais, e, portanto, talvez não apresentemos nenhuma declaração de registro. Se uma declaração de registro não for apresentada e uma isenção do registro não existir, o JPMorgan Chase Bank, N.A, na qualidade de depositário, tentará vender os direitos preferenciais, e você terá o direito de receber os recursos obtidos na venda. Entretanto, os direitos preferenciais expirarão se o depositário não puder vendê-los. Para obter uma descrição mais completa dos direitos preferenciais a respeito das ações ordinárias ou preferenciais, consultar o Item 10. “Informações Adicionais — Contrato Social e Estatuto Social da Petrobras—Direitos Preferenciais.”

É possível que você não possa vender suas ADSs no momento ou preço que você desejar em virtude de um mercado ativo ou líquido para as nossas ADSs não poder ser mantido.

Nossas ADSs preferenciais estão listadas na Bolsa de Valores de Nova York desde 21 de fevereiro de 2001, enquanto nossas ADSs ordinárias estão listadas na Bolsa de Valores de Nova York desde 7 de agosto de 2000. Não podemos prever se um mercado de negociação público líquido e ativo para nossas ADSs será mantido na Bolsa de Valores de Nova York, onde elas são negociadas atualmente. Mercados de negociação líquidos e ativos em geral resultam em uma volatilidade de preço menor e na execução mais eficiente de pedidos de compra e venda para investidores. A liquidez de um mercado de títulos é freqüentemente uma função do volume das ações subjacentes que são mantidas em bolsa de valores por partes não relacionadas. Não podemos antecipar que um mercado público para nossas ações ordinárias ou preferenciais se desenvolverá nos Estados Unidos.

As restrições sobre o movimento de capital fora do Brasil podem prejudicar sua capacidade de receber dividendos e distribuições sobre as ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às ADSs, e os recursos obtidos de qualquer respectiva venda, e podem causar um impacto em nossa capacidade de cumprir certas obrigações de dívida, incluindo Standby Purchase Agreement que celebramos como suporte para os títulos da PifCo.

O governo brasileiro pode impor restrições temporárias sobre a conversão de moeda brasileira em moedas estrangeiras e sobre a remessa para investidores estrangeiros dos recursos obtidos em seus investimentos no Brasil. As leis brasileiras permitem que o governo brasileiro imponha essas restrições sempre que houver um sério desequilíbrio no saldo de pagamentos do Brasil ou houver motivos para prever um sério desequilíbrio.

O governo brasileiro impôs restrições sobre remessas por aproximadamente seis meses em 1990. Restrições similares, se impostas, podem prejudicar ou impedir a conversão de dividendos, distribuições ou recursos obtidos de qualquer venda de ações ordinárias ou preferenciais de reais para dólares norte-americanos e a remessa dos dólares norte-americanos para o exterior. O governo brasileiro pode decidir tomar medidas similares no futuro. Nesse caso, o depositário das ADSs deterá reais que ele não pode converter para a conta dos detentores de ADS que não tiverem sido pagos. O depositário não investirá os reais e não será responsável pelos juros.

Além disso, se o governo brasileiro impuser restrições sobre nossa capacidade de converter reais em dólares norte-americanos, não poderemos fazer o pagamento de nossas obrigações de dívida denominadas em dólar. Por exemplo, quaisquer referidas restrições podem nos impedir de disponibilizar recursos para a PifCo, para o pagamento de suas obrigações de dívida, sendo que entre elas algumas têm o nosso suporte por Standby Purchase Agreement.

Se você trocar suas ADSs por ações ordinárias ou preferenciais, você se arriscará a perder a capacidade de remeter moeda estrangeira para o exterior e a perder as vantagens fiscais brasileiras.

O depositário brasileiro de nossas ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às nossas ADSs deverá obter um certificado de registro do Banco Central do Brasil para ter o direito de enviar dólares norte-americanos para o exterior para pagamentos de dividendos e outras distribuições em relação às nossas ações ordinárias e

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preferenciais ou na alienação das ações ordinárias ou preferenciais. Se você decidir trocar suas ADSs pelas ações ordinárias ou preferenciais subjacentes, você terá o direito de continuar a confiar, por cinco dias úteis brasileiros a contar da data da troca, no certificado de registro do depositário. Após esse período, há a possibilidade de você não obter e enviar dólares norte-americanos para o exterior na alienação das ações ordinárias ou preferenciais, ou distribuições em relação às ações ordinárias ou preferenciais, salvo se você obtiver seu próprio certificado de registro ou registro de acordo com a Resolução no 2.689, de 26 de janeiro de 2000, do Conselho Monetário Nacional, a qual confere direitos aos investidores estrangeiros registrados de comprar e vender na Bolsa de Valores de São Paulo. Além disso, se você não obtiver um certificado de registro ou registro de acordo com a Resolução no 2.689, você poderá estar sujeito a um tratamento fiscal menos favorável sobre os ganhos a respeito das ações ordinárias ou preferenciais.

Se você tentar obter seu próprio certificado de registro, você poderá incorrer despesas ou sofrer atrasos no processo de solicitação, o que pode atrasar sua capacidade de receber dividendos ou distribuições em relação às ações ordinárias ou preferenciais ou o retorno de seu capital de uma forma tempestiva. O certificado de registro do depositário ou qualquer registro de capital estrangeiro obtido por você pode ser afetado por futuras alterações regulamentares e na legislação e não podemos garantir a você que restrições adicionais aplicáveis a você, à alienação das ações ordinárias ou preferenciais subjacentes ou a repatriação dos recursos obtidos na alienação não serão impostas no futuro.

Você poderá enfrentar dificuldades ao proteger seus interesses na qualidade de acionista em virtude de estarmos sujeitos a diferentes normas e regulamentos empresariais na qualidade de empresa brasileira e em virtude de os detentores de nossas ações ordinárias, ações preferenciais e ADSs terem menos direitos e direitos não tão bem definidos do que os tradicionalmente mantidos por acionistas norte-americanos.

Nossos assuntos corporativos são regidos por nosso estatuto social e pela Lei das Sociedades Anônimas, que são diferentes dos princípios legais que se aplicariam se fossemos constituídos em uma jurisdição nos Estados Unidos, tais como os Estados de Delaware ou Nova York, ou em outras jurisdições fora do Brasil. Além disso, seus direitos de detentor de ADS, os quais são derivados dos direitos de detentores de nossas ações ordinárias ou preferenciais, conforme for o caso, para proteger seus interesses contra os atos de nosso conselho de administração podem ser menores e não tão bem definidos nos termos da Lei das Sociedades Anônimas do que os de acordo com as leis de outras jurisdições.

Apesar de a negociação com informações privilegiadas e a manipulação de preço ser considerada crimes de acordo com as leis brasileiras, os mercados de títulos brasileiros não são altamente regulamentados e supervisionados como os mercados de títulos norte-americanos ou os mercados em algumas outras jurisdições. Além disso, as normas e políticas contra negociação entre partes ligadas e a respeito da preservação dos interesses de acionistas podem não ser tão bem definidas e aplicadas no Brasil como nos Estados Unidos, colocando os detentores de nossas ações ordinárias, ações preferenciais e ADSs em uma desvantagem em potencial. A divulgação corporativa pode ser menos completa ou informativa do que a que pode ser esperada de uma sociedade de capital aberto norte-americana.

Somos uma estatal constituída em conformidade com as leis do Brasil e todos os nossos conselheiros e diretores residem no Brasil. Substancialmente todos os nossos ativos e os ativos de nossos conselheiros e diretores estão localizados no Brasil. Como resultado, pode não ser possível para você efetuar a entrega de comunicados judiciais para a Petrobras ou nossos conselheiros e diretores dentro dos Estados Unidos ou outras jurisdições fora do Brasil ou executar contra a Petrobras ou nossos conselheiros e diretores sentenças obtidas nos Estados Unidos ou em outras jurisdições fora do Brasil. Em virtude de as sentenças de tribunais norte-americanos por responsabilidades civis com base nas leis de títulos federais norte-americanos somente poderem ser executadas no Brasil se certas exigências forem cumpridas, você pode enfrentar dificuldades maiores na proteção de seu interesse em ações contra a Petrobras ou nossos conselheiros e diretores do que os acionistas de uma sociedade constituída em um estado ou outra jurisdição dos Estados Unidos.

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As ações preferenciais e as ADSs representando ações preferenciais em geral não conferem a você direitos a voto.

Uma parte de nossas ADSs representa nossas ações preferenciais. De acordo com as leis brasileiras e com nosso estatuto social, os detentores de ações preferenciais em geral não têm direito a voto nas assembléias de acionistas. Isso significa, entre outras coisas, que os detentores de ADSs que representam as ações preferenciais não têm direito a voto em decisões ou transações corporativas importantes. Vide o Item 10. “Informações Adicionais — Contrato Social e Estatuto Social da Petrobras — Direitos a Voto” para examinar uma discussão a respeito dos direitos a voto limitados das ações preferenciais.

A execução de nossas obrigações de acordo com o standby purchase agreement pode levar mais tempo do que o esperado.

Celebramos um standby purchase agreement como suporte das obrigações da PifCo nos termos de seus títulos e instrumentos. Nossa obrigação de comprar dos detentores da PifCo quaisquer valores não pagos de principal, juros e outros valores devidos nos termos dos títulos da PifCo e instrumentos se aplica, sujeito a certas limitações, independentemente de se quaisquer referidos valores forem devidos no vencimento dos títulos da PifCo ou de outra forma. Vide “Informações Adicionais — Senior Notes da PifCo — Standby Purchase Agreement” e “Informações Adicionais — Global Notes da PifCo — Standby Purchase Agreement.”

Fomos informados por nosso advogado que a execução do Standby Purchase Agreement no Brasil contra a Petrobras, se necessária, ocorrerá em uma forma de processo judicial que, embora similar, tem certas diferenças processuais das aplicáveis à execução de uma garantia e, como resultado, a execução do Standby Purchase Agreement pode demorar mais tempo do que, de outra forma, seria o caso de uma garantia.

Se a legislação brasileira nos impedir de fazer pagamentos para a PifCo em dólares norte-americanos, a PifCo poderá ter recursos insuficientes em dólares norte-americanos para fazer os pagamentos ou cumprir suas obrigações de dívida, e é possível que não possamos pagar nossas obrigações de acordo com o standby purchase agreement em dólares norte-americanos.

Atualmente, os pagamentos feitos por nós para a PifCo com relação à importação de petróleo, a fonte esperada de recursos em dinheiro da PifCo para pagar suas obrigações nos termos dos títulos da PifCo, não exigirão aprovação do Banco Central do Brasil, ou registro nele. Pode haver outras exigências regulamentares que precisaremos cumprir para disponibilizar recursos para a PifCo. Entretanto, o Banco Central do Brasil pode impor exigências de aprovação prévia sobre a remessa de dólares norte-americanos para o exterior. Se a legislação brasileira impuser restrições, limitações ou proibições sobre nossa capacidade de converter reais para dólares norte-americanos, a PifCo pode não ter recursos suficientes em dólares norte-americanos disponíveis para fazer o pagamento com relação às suas obrigações de dívida.

No caso de os detentores dos títulos da PifCo receberem pagamentos em reais correspondentes aos valores equivalentes em dólar norte-americano devidos nos termos dos títulos da PifCo, pode não ser possível converter esses valores para dólares norte-americanos. Não precisaremos de nenhuma aprovação prévia ou subseqüente do Banco Central do Brasil para usar recursos que mantemos no exterior para cumprir nossas obrigações nos termos do standby purchase agreement.

Seremos obrigados a pagar as sentenças de tribunais brasileiros executando nossas obrigações nos termos do Standby Purchase Agreement somente em reais.

Se forem movidos processos no Brasil buscando executar nossas obrigações a respeito do standby purchase agreement, seremos obrigados a cumprir nossas obrigações somente em reais. De acordo com as limitações de controle cambial brasileiras, uma obrigação de pagar os valores denominados em uma moeda que não em reais, que for pagável no Brasil de acordo com uma decisão de um tribunal brasileiro, poderá ser paga em reais à taxa de câmbio determinada pelo Banco Central do Brasil em vigor na data do pagamento.

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Uma descoberta de que estamos sujeitos às leis de falência norte-americanas e que o Standby Purchase Agreement assinado por nós foi uma transferência irregular pode fazer com que os detentores de títulos da PifCo percam suas exigências judiciais contra nós.

A obrigação da PifCo de fazer pagamentos em títulos próprios tem o suporte de nossa obrigação nos termos do standby purchase agreement de fazer pagamentos em nome da PifCo. Fomos instruídos por nosso advogado externo norte-americano que o standby purchase agreement é válido e exeqüível de acordo com a legislação do Estado de Nova York e dos Estados Unidos. Além disso, fomos informados por nosso diretor jurídico que a legislação do Brasil não impede que o standby purchase agreement seja válido, vinculativo e exeqüível contra a Petrobras de acordo com seus termos. Se a lei federal de transferência irregular norte-americana ou leis similares forem aplicadas ao standby purchase agreement, e nós, no momento em que celebramos o standby purchase agreement:

• Éramos insolventes, formos insolventes, ou formos considerados insolventes em virtude de nossa celebração do standby purchase agreement;

• estávamos nos dedicando, ou estivermos nos dedicando a negócios ou transações para as quais os ativos que permanecerem conosco constituam um capital exageradamente pequeno; ou

• pretendíamos incorrer, ou tivermos incorridos, ou acreditávamos ou acreditarmos que incorreríamos dívidas além de nossa capacidade de pagar essas dívidas em seus vencimentos; e

• em cada caso, pretendíamos receber ou recebemos um valor menor ao razoavelmente equivalente ou uma contraprestação justa por isso,

nesses casos, nossas obrigações nos termos do standby purchase agreement podem ser invalidadas, ou as reivindicações a respeito do standby purchase agreement podem estar subordinadas às reivindicações de outros credores. Entre outras coisas, uma contestação legal ao standby purchase agreement com base em transferência irregular pode manter o foco nos benefícios, se houver, realizados pela Petrobras como resultado da emissão pela Pifco desses títulos. À medida que o standby purchase agreement for considerado uma transferência irregular ou inexeqüível por qualquer outro motivo, os detentores dos títulos da pifco não terão uma reivindicação contra a Petrobras nos termos do standby purchase agreement e terão, exclusivamente, uma reivindicação contra a PifCo. Não podemos garantir a você que, após satisfazer todas as reivindicações anteriores, haverá ativos suficientes para satisfazer as reivindicações dos detentores de títulos da PifCo em relação a qualquer parte cancelada do standby purchase agreement.

ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A EMPRESA

Histórico e Desenvolvimento da Petrobras

Somos uma sociedade de economia mista constituída de acordo com a Lei no 2.004 (que entrou em vigor em 3 de outubro de 1953). Uma sociedade de economia mista é uma sociedade brasileira criada por lei especial, da qual uma maioria do capital com direito a voto deve ser detida pelo governo federal brasileiro, por um estado ou município. Somos controlados pelo governo federal brasileiro, mas nossas ações ordinárias e ações preferenciais também são cotadas em bolsa de valores. Nossa sede está localizada na Avenida República do Chile, 65, 20031-912 - Rio de Janeiro - RJ, Brasil e o número de nosso telefone é (55-21) 3224-4477.

Fomos constituídos em 1953 e iniciamos as operações no Brasil em 1954 como uma empresa 100% do governo responsável por todas as atividades de hidrocarboneto no Brasil. Desde a nossa incorporação, nossa denominação social é Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras. A partir desse momento até 1995, tivemos um monopólio concedido pelo governo para todas as atividades de produção e refino de petróleo e gás natural no Brasil. Em 9 de novembro de 1995, a Constituição brasileira foi alterada de forma a autorizar o governo brasileiro a contratar qualquer empresa estatal ou privada para conduzir as atividades relacionadas às áreas de exploração e produção e de refino e distribuição do setor de petróleo e gás brasileiro. Essa alteração tornou possível o final de nosso monopólio legal em 1988.

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O setor de petróleo e gás natural no Brasil passou por significativas reformas desde a promulgação da Lei no 9.478, ou Lei do Petróleo, em 6 de agosto de 1997, que estabeleceu a concorrência nos mercados brasileiros para petróleo, derivados e gás natural. A partir de 2 de janeiro de 2002, o governo brasileiro liberou os preços do petróleo e dos derivados. Vide “— Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil — Regulamentação de Preços”. A transformação gradual do setor de petróleo e gás desde 1997 levou a uma participação maior por empresas internacionais no Brasil em todas as áreas de nossos negócios, como nossos concorrentes e parceiros.

Com base em nossas receitas consolidadas de 2006, somos a maior empresa no Brasil e uma das maiores empresas de petróleo e gás na América Latina. Em 2006, tivemos vendas de produtos e serviços de US$ 93.893 milhões, receitas operacionais líquidas de US$ 72.347 milhões e um lucro líquido de US$ 12.826 milhões.

Nos dedicamos a uma ampla série de atividades de petróleo e gás, que abrangem as seguintes áreas de nossas operações:

• Exploração e Produção – Nossa área de exploração e produção abrange as atividades de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil.

• Abastecimento – Nossa área de abastecimento abrange o refino, logística, transporte e a compra de petróleo, bem como a compra e venda de derivados e álcool combustível. Além disso, esta área inclui a divisão de petroquímico e de fertilizantes, que inclui as empresas petroquímicas domésticas e nossas duas usinas de fertilizantes domésticas.

• Distribuição – Nossa área de distribuição abrange as atividades de distribuição de derivados e álcool combustível conduzidas por nossa subsidiária integral, a Petrobras Distribuidora S.A. - BR no Brasil.

• Gás Natural e Energia – Nossa área de gás natural e energia abrange a compra, venda e transporte de gás natural produzido no Brasil ou importado para o Brasil. Além disso, esta área inclui nossas atividades de comercialização de energia elétrica domésticas e investimentos em empresas de transporte de gás natural domésticas, distribuidoras estatais de gás natural e usinas termoelétricas.

• Internacional – Nossa área internacional abrange as atividades de Exploração e Produção, Abastecimento, Distribuição e Gás e Energia conduzidas nos seguintes países: Argentina, Angola, Bolívia, Colômbia, Equador, Guiné Equatorial, Irã, Líbia, México, Nigéria, Paraguai, Peru, Estados Unidos, Tanzânia, Turquia, Uruguai e Venezuela.

• Corporativo – Nossa área corporativo inclui as atividades não atribuídas a outras áreas, incluindo administração financeira corporativa e geral relacionada à administração central e outras despesas, que incluem despesas atuariais relacionadas a nossos planos de pensão e assistência médica para participantes não ativos.

Na qualidade de emissores privados estrangeiros, estamos isentos de muitos dos padrões de governança corporativa que a Bolsa de Valores de Nova York, ou NYSE, aplica aos emissores domésticos norte-americanos listados na NYSE. De acordo com a Cláusula 303A.11 do Manual de Empresas Listadas da NYSE, registramos um resumo das diferenças significativas entre os padrões da NYSE e nossa prática de governança corporativa em nosso website, www.petrobras.com.br.

Vantagens Competitivas

Posição de mercado dominante na produção, refino e transporte de petróleo, gás natural e derivados no Brasil;

Nosso legado de ex-única fornecedora de petróleo e derivados do Brasil nos proporcionou uma infra-estrutura operacional totalmente desenvolvida em todo o Brasil e uma grande base de reserva comprovada. Nosso longo histórico, nossos recursos e nossa presença estabelecida no Brasil nos permitem concorrer de forma efetiva com outros participantes do mercado e novos participantes agora que o setor de petróleo e gás brasileiro foi desregulamentado. Operamos a maior parte dos campos de desenvolvimento no Brasil e substancialmente toda a capacidade de refino do país. Nossa produção diária média nacional de petróleo e LGN aumentou 5,6% em 2006, aumentou 12,8% em 2005, e caiu 3,1% em 2004.

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Forte base de reserva

Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos reservas desenvolvidas e não desenvolvidas provadas estimadas de petróleo e gás natural de aproximadamente 11,458 bilhões de barris de óleo equivalente no Brasil e no exterior, incluindo reservas proporcionais relacionadas às empresas não consolidadas na Venezuela no volume de 78,6 milhões de barris de óleo equivalente. Além disso, temos uma substancial base de área de exploração no Brasil e no exterior, que estamos explorando isoladamente e com parceiros do setor para continuar a aumentar nossas reservas.

Em 31 de dezembro de 2006, nosso índice de reservas provadas mundiais em relação à produção era de 14.5 anos.

A maioria de nossas reservas, incluindo as recentes descobertas, está localizada em áreas de águas profundas que, em geral, exige um planejamento adicional, uma avaliação mais abrangente e um tempo marginal maior para iniciar a produção em comparação à produção continental. De acordo com nosso Plano de Negócios para o período de 2007 a 2011, estamos investindo o capital necessário para construir as plataformas no mar necessárias para monetizar essas reservas. Apesar da vida útil de nossas reservas provadas ser maior do que a média do setor, o planejamento adicional exigido para colocar as áreas em águas profundas em produção também significa que nossa porcentagem de reservas não desenvolvidas provadas pode ser maior do que a média do setor.

Acreditamos que nossas reservas provadas nos fornecerão oportunidades significativas para manter e aumentar o crescimento da produção.

Experiência tecnológica em exploração e produção e em refino e distribuição e o reconhecimento internacional para exploração e produção em águas profundas e ultra-profundas

No decorrer do desenvolvimento de bacias marítimas no Brasil durante os últimos 37 anos, obtivemos experiência em técnicas e tecnologias de perfuração, desenvolvimento e produção em águas profundas. Estamos atualmente no processo de desenvolvimento de tecnologia para permitir a produção de poços em águas com profundidade de até 9.843 pés (3.000 metros).

Nossa experiência em desenvolvimento e produção em águas profundas nos permitiu atingir altos volumes de produção e custos de extração relativamente baixos (excluindo royalties, participação especial do governo e aluguel de áreas, que denominamos “participação governamental”). Nosso custo médio total de extração para petróleo e derivados de gás natural no Brasil para 2006, excluindo a participação governamental, aumentou para US$ 6,59 por barril de óleo equivalente, em comparação aos US$ 5,73 por barril de óleo equivalente para 2005. Incluindo a participação governamental, nossos custos de extração aumentaram para US$ 11,05 por barril de óleo equivalente para 2006, em comparação aos US$ 9,00 por barril de óleo equivalente para 2005. O preço internacional do petróleo é um dos fatores na determinação da participação governamental.

Reduções de custo criadas por operações de grande escala combinadas com a integração vertical entre as áreas de negócios

Na qualidade de maior empresa integrada de petróleo e gás natural no Brasil, podemos ter os custos reduzidos como resultado:

• da localização de mais de 81% de nossas reservas provadas em campos grandes, contíguos e altamente produtivos na área marítima da Bacia de Campos, que permite a concentração de nossa infra-estrutura operacional, dessa forma reduzindo nosso total de custos de exploração, desenvolvimento e produção;

• da localização da maior parte de nossa capacidade de refino na região Sudeste, diretamente adjacente à Bacia de Campos e situada dentro dos mercados mais altamente povoados e industrializados do país; e

• do equilíbrio relativo entre nossa produção atual de 1,778 mil barris por dia, nosso volume refinado de 1,746 mil barris por dia e nossas vendas para o mercado brasileiro de derivados de hidrocarboneto de 1,697 mil barris por dia.

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Acreditamos que esses custos reduzidos criados por nossa integração, nossa infra-estrutura existente e nosso equilíbrio nos permite concorrer de forma efetiva com outros produtores brasileiros e importadores de derivados para o mercado brasileiro.

Forte posição nos mercados de gás natural em crescimento no Brasil

Participamos em muitos aspectos do mercado brasileiro de gás natural, mas nossa capacidade de atender à demanda em potencial de gás natural é limitada, em virtude das restrições no abastecimento, infra-estrutura de transporte e distribuição que ainda está em desenvolvimento. O resultado das usinas termoelétricas foi mais baixo do que em 2005, e, como conseqüência, a demanda por gás natural no Brasil aumentou 2,5% em 2006, apesar do crescimento de 9,8% no mercado não termoelétrico (principalmente nas áreas industriais e de veículos) em comparação com os 11% em 2005. Contudo, ainda esperamos um crescimento significativo em virtude de novos dutos de transporte de gás que iniciarão as operações.

Em virtude da diversidade de nossas operações de gás natural, acreditamos que estamos bem posicionados para tirar vantagem da oportunidade de atender às necessidades de energia potencialmente crescentes no Brasil pelo uso de gás natural. Pretendemos fazer isso:

• pelo aumento da produção interna de gás associado e não associado, principalmente na área marítima das Bacias de Espírito Santo, Campos e de Santos;

• pela expansão da rede de transporte de gás natural em todo o Brasil;

• priorizando a aceleração de projetos de investimento em antecipação do abastecimento de gás natural na região sudeste do Brasil;

• pelo aumento da participação no mercado de distribuição de gás natural por investimentos em 19 das 25 empresas de distribuição de gás natural no Brasil;

• pelos investimentos em usinas termoelétricas, que servem como fontes de demanda para nosso gás natural; e

• pela busca de uma maior flexibilidade operacional em nossas fontes, incluindo dois projetos de GNL nas regiões nordeste e sudeste, para aprimorar nossa administração da demanda de energia.

Sucesso na atração de parceiros internacionais em todas as nossas atividades

Como resultado de nossa experiência, conhecimento técnico e ampla rede de infra-estrutura no Brasil, atraímos parceiros em nossas atividades de exploração, desenvolvimento, refino e energia tais como a Repsol-YPF, ExxonMobil, Shell, Chevron, Statoil e Total. A parceria com outras empresas nos permite compartilhar riscos, compromissos de capital e tecnologia em nosso desenvolvimento e expansão contínuos.

Podemos enfrentar riscos significativos em nossa capacidade para tirar total vantagem dessas vantagens competitivas. Vide o Item 3. “Principais Informações — Fatores de Risco.”

Estratégia

Pretendemos continuar a expandir nossas atividades de exploração e produção de petróleo e gás e buscar investimentos estratégicos dentro e fora do Brasil para desenvolver ainda mais nossos negócios. Buscamos evoluir da maior empresa integrada de petróleo e gás no Brasil para uma líder no setor de energia na América Latina e uma significativa empresa de energia internacional. De acordo com nosso Plano Estratégico e para ampliar essas metas, pretendemos:

Consolidar e aumentar as vantagens competitivas no mercado brasileiro e sul-americano de petróleo e derivados

Nosso Plano de Negócios de 2007-2011 contempla investimentos de aproximadamente US$ 40,7 bilhões nas atividades de exploração e desenvolvimento no Brasil. Por esses investimentos, planejamos implementar 15

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projetos de grande porte, entre outros, que visam aumentar a produção para 2.374 mil barris por dia até 2011. Nosso Plano de Negócios de 2007-2011 contempla investimentos de aproximadamente US$ 8,5 bilhões nas atividades de exploração e desenvolvimento fora do Brasil. Esses investimentos serão principalmente em atividades de exploração e desenvolvimento na América do Sul. Em dezembro de 2006, tínhamos direitos de exploração, desenvolvimento e produção em 89,87 milhões de acres brutos e 46,84 milhões de acres líquidos (363.700 quilômetros quadrados brutos e 189.500 quilômetros quadrados líquidos) fora do Brasil.

Ao mesmo tempo que buscamos expandir a produção, pretendemos aumentar as reservas provadas, com foco na exploração em águas profundas no Brasil. Temos direitos de exploração, desenvolvimento e produção líquidos em 33,8 milhões de acres (136.772 quilômetros quadrados) no Brasil. Esperamos continuar a participar de forma seletiva com as principais empresas de petróleo e gás regionais e internacionais em licitações para novas concessões e no desenvolvimento de grandes campos marítimos.

Nossa produção doméstica em 2006 abasteceu aproximadamente 80% do mix de petróleo para nossas operações de refinaria no Brasil, o mesmo nível que em 2005, e 76% em 2004. Esperamos um aumento na porcentagem do mix de petróleo a ser fornecido por nossa produção doméstica, conforme os investimentos em nossas refinarias permitir. Nossas refinarias foram originalmente projetadas para processar petróleo importado leve, enquanto nossas atuais reservas e produção consistem cada vez mais de petróleo mais pesado. Estamos em processo de aprimorar e adaptar nossas refinarias para melhor processar nossa produção doméstica de petróleo mais pesado. Em virtude de nossa capacidade doméstica de refino constituir 98,4% da capacidade brasileira de refino, atendemos quase toda a necessidade de produtos refinados de atacadistas terceiros, exportadores e empresas petroquímicas, além de satisfazer nossas exigências de consumo interno a respeito de operações de comercialização atacadista e mix petroquímico.

Expandir de forma seletiva as atividades internacionais de uma forma integrada com os negócios da Empresa.

No curto prazo, esperamos realizar uma expansão internacional usando nossa base de ativos existente ou participando de parcerias seletivas nas atividades essenciais nas quais temos uma vantagem competitiva. Consideramos que nossas atividades essenciais sejam integradas às operações de petróleo e gás por toda a América do Sul e de exploração e desenvolvimento em águas profundas fora da Costa do Golfo dos EUA, Colômbia e Oeste da África. Também temos participações de exploração em Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, Peru, Moçambique, Nigéria, Guiné Equatorial, Irã, Golfo do México, Tanzânia, Turquia e Líbia.

Desenvolver e liderar o mercado doméstico de gás natural e atuar de uma forma integrada no mercado de gás e energia no Cone Sul

Por meio de nossa participação em todos as áreas do mercado de gás natural, no Brasil e no exterior, buscamos atender à demanda doméstica de gás natural. Pretendemos continuar a expandir nossa participação no mercado de gás natural:

• pelo desenvolvimento do setor de gás natural de uma forma integrada com outras áreas de nossa Empresa na cadeia de produção e consumo; e

• tirando vantagem das oportunidades crescentes no setor de energia de uma forma integrada com outras áreas do mercado de gás natural nas quais nossa Empresa já opera.

Como resultado de nossos investimentos e da crescente importância do gás natural como uma alternativa de energia mais limpa, prevemos que a proporção de receitas e ativos representados pelas operações de gás natural aumentará, levando a um maior impacto dessas atividades em nossos resultados operacionais.

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Expandir de forma seletiva nossas atividades no mercado de petroquímicos

Pretendemos expandir as atividades nos mercados de petroquímicos e de fertilizantes buscando parcerias estratégicas e criando sinergias com nossos negócios existentes. Nosso Plano de Negócios de 2007-2011 contempla investimentos de aproximadamente US$ 3,2 bilhões em negócios petroquímicos. Esse investimento visará a produção crescente de nossos petroquímicos básicos, incluindo poliolefinas (polietileno e polipropileno), ácido acrílico e ácido tereftálico. Acreditamos que o crescimento das atividades petroquímicas gerará sinergias com as atividades de refino e pretendemos aproveitar o benefício do crescimento previsto no mercado petroquímico no Brasil.

Ter um desempenho seletivo no mercado de energia renovável

Pretendemos desenvolver algumas alternativas de energia renovável no Brasil. Nossas prioridades para investimentos em fontes de energia renovável são:

• O diesel do processo HBIO. A tecnologia HBIO tem sido desenvolvida pela unidade de pesquisa e desenvolvimento da Petrobras como um dos projetos do programa de tecnologia de refino da Petrobras. Esse processo envolve a hidroconversão catalítica de misturas de frações de diesel e óleo vegetal em um reator de HDT em condições controladas de alta temperatura e pressão de hidrogênio. Os triglicérides do óleo vegetal são transformados em cadeias de hidrocarbono linear, similares às que já existem no diesel vindo do petróleo, porém, sem geração de resíduo e com uma pequena produção de propano; e

• Energia de biomassa.

Visão Geral por Segmento de Negócios

Exploração, Desenvolvimento e Produção

Resumo e Estratégia

Nossa área de exploração e produção inclui atividades de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil. Começamos a produção doméstica em 1954 e a produção internacional em 1972. Em 31 de dezembro de 2006, nossas reservas provadas líquidas estimadas de petróleo e gás natural no Brasil eram de aproximadamente 10,573 bilhões de barris de óleo equivalente. O petróleo representava 85% e o gás natural representava 15% dessas reservas. Nossas reservas provadas estão localizadas principalmente na Bacia de Campos.

Durante 2006, nossa produção média doméstica diária era de 1.778 mil barris por dia de petróleo e LGN e 1.660 bilhões de pés cúbicos de gás natural ao dia. Nossa média total de custos de extração para petróleo e gás natural em 2006 era de US$ 6,59 por barril de óleo equivalente no Brasil (excluindo participação governamental).

Conduzimos atividades de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil por contratos de concessão. De acordo com os termos da Lei do Petróleo, em 1998 obtivemos os direitos de concessão para áreas nas quais já estávamos produzindo ou pudéssemos demonstrar que poderíamos explorar ou desenvolver dentro de um determinado período. Nos referimos a essas concessões como Rodada zero. Em algumas das concessões, tínhamos joint ventures com parceiros estrangeiros para explorar e desenvolver as concessões. Junto à maior parte desses acordos, recebemos uma participação de capital para investimentos feitos durante a fase de exploração, com nossos parceiros incorrendo todos os investimentos até o desenvolvimento de uma descoberta comercial iniciar. Desde então, temos participado em todas as rodadas para novas áreas de concessão no Brasil conduzidas pela Agência Nacional de Petróleo (ou ANP).

Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos 459 áreas, representando 33.796 mil acres líquidos (136.772 quilômetros quadrados). Temos atualmente contratos de joint venture para exploração e produção no Brasil com 25 empresas estrangeiras e domésticas. Também atuamos nas atividades de exploração e produção fora do Brasil. Para obter uma descrição completa de nossas atividades internacionais, consultar “— Internacional — Exploração e Produção”.

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Nossas principais estratégias na exploração, desenvolvimento e produção no Brasil são aumentar a produção e reservas por meio:

• do fortalecimento de nossa experiência em águas profundas e ultraprofundas;

• da operação em terra e em águas rasas, como foco das oportunidades lucrativas;

• da implementação de novas práticas e novas tecnologias para aumentar a recuperação de reserva;

• do aumento dos esforços de exploração e desenvolvimento em novos territórios para garantir um índice sustentável de reserva/produção. ;

• da garantia da auto-suficiência brasileira a longo prazo em petróleo, com a produção atingindo aproximadamente 20% acima do consumo doméstico até 2015;

• da otimização do desenvolvimento de nossas reservas provadas existentes, especialmente pela expansão da produção de óleo leve; e

• da aceleração da produção e abastecimento de gás natural.

Principais Regiões Domésticas de Produção de Petróleo e Gás

Nossa produção diária anual no Brasil cresceu de forma consistente com o decorrer dos anos. Em 1970, produzimos 164 mil barris por dia de petróleo, condensado e líquidos de gás natural no Brasil. Aumentamos a produção para 181 mil barris por dia em 1980, 654 mil barris por dia em 1990, 1.271 mil barris por dia em 2000 e 1.778 mil barris por dia em 2006. Ao descrever nossas regiões de produção de petróleo e gás, reservatórios se referem formações subterrâneas contendo petróleo e gás passíveis de produção. Campos são áreas que contêm um ou mais reservatórios. Blocos são seções de uma bacia sedimentar onde conduzimos atividades de exploração e produção de petróleo e gás de acordo com contratos de concessão.

Nossas principais regiões domésticas de produção de petróleo e gás são:

Bacia de Campos

A Bacia de Campos é a maior região de produção de petróleo e gás, e cobre aproximadamente 28,4 milhões de acres (115 mil quilômetros quadrados). Como as atividades de exploração nesta área começaram em 1968, mais de 60 reservatórios de hidrocarboneto foram descobertos nesta região, incluindo oito grandes campos de petróleo em águas profundas e ultraprofundas. Atualmente tempos direitos de exploração em 32 blocos nessa Bacia, que estão agrupados em 13 contratos de bloco, com uma área de exploração de 11,1 mil km2. Em termos de reservas provadas de hidrocarboneto e produção anual, a Bacia de Campos é a maior bacia de petróleo no Brasil e uma das áreas mais prolíferas de petróleo e gás na América do Sul. O volume anual de produção de petróleo na região aumentou constantemente nos últimos dez anos até 2004, quando a produção de petróleo na Bacia de Campos diminuiu para 1.204 mil barris por dia de 1.252 mil barris por dia em 2003. Em 2005, a produção de petróleo na Bacia de Campos aumentou para 1.405 mil barris por dia e em 2006, aumentou para 1.468 mil barris por dia. A produção de petróleo da Bacia de Campos respondeu por aproximadamente 83% da produção brasileira de petróleo em 2006.

Em 31 de dezembro de 2006, produzimos petróleo a partir de 36 campos na Bacia de Campos e suas reservas provadas de petróleo eram de 7,85 bilhões de barris, representando 87,3% de nossas reservas provadas totais de petróleo. Em 2006, o petróleo que produzimos na Bacia de Campos teve uma média de 23,2 graus API e uma média de corte de água de 1%. Atualmente temos 29 sistemas de produção flutuante, 14 plataformas fixas e 4.969 quilômetros de dutos e tubos flexíveis operando em 36 campos com profundidade de 262 a 6.188 pés (80 a 1.886 metros) na Bacia de Campos.

Bacia do Espírito Santo

Fizemos diversas descobertas de óleo leve e gás natural na Bacia do Espírito Santo. Atualmente temos direito de explorar 48 blocos nesta Bacia, que estão agrupados em 23 contratos de bloco, 13 em terra e 10 no mar,

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com área de exploração de 9,9 mil quilômetros quadrados. Durante 2006, produzimos 77,3 mil barris de óleo equivalente ao dia de petróleo e gás natural na Bacia do Espírito Santo (19,7 mil barris de óleo equivalente em terra e 57,6 mil barris de óleo equivalente no mar). Em 21 de fevereiro de 2006, começamos a produção de gás no Campo de Peroá.

Bacia de Santos

A Bacia de Santos representa uma das áreas de exploração mais promissoras. Em janeiro de 2006, aprovamos o Plano Mestre para o Desenvolvimento da Produção de Gás Natural e Petróleo na Bacia de Santos, com uma base de exploração e produção na cidade de Santos, no estado de São Paulo. Atualmente temos direitos de explorar 55 blocos na Bacia de Santos, que estão agrupados em 32 contratos de bloco, com uma área de exploração de 41,2 mil quilômetros quadrados. A produção atual de petróleo e gás natural é de 9,24 mil barris de óleo equivalente ao dia nos campos Coral e Merluza.

Propriedades

A tabela a seguir estabelece nossa área bruta e líquida desenvolvida e não desenvolvida por região de óleo e produção de gás natural e petróleo associado:

Extensão em Acres 31 de dezembro de 2006

Média de Produção de Petróleo e Gás Natural do Exercício Findo em 31 de dezembro

de:

Média de Produção de Petróleo e

Gás Natural do Exercício Findo em 31 de dezembro

de:

Desenvolvida Não Desenvolvida 2006(1)(4) 2005(1)(4) Bruta(2) Líquida(2) Bruta(2) Líquida(2) Brasil(1)

(em acres) (barris de óleo equivalente

ao dia) (3) Marítima

Bacia de Campos ......................................................1.706.226 1.587.370 399.808 388.441 1.594.820 1.530.147 Outras marítimas....................................................... 310.358 280.459 690.892 665.193 120.147 64.510

Total marítimo..................................................2.016.583 1.867.829 1.090.700 1.053.634 1.714.967 1.594.657 Continental ................................................................ 1.019.781 1.019.782 138.129 138.129 339.327 363.203

Total do Brasil................................................................ 3.036.364 2.887.611 1.228.829 1.191.763 2.054.294 1.957.860

Internacional ................................................................ Continental ................................................................ 3.634.675 2.334.637 2.306.486 1.507.738 233.915 245.828 Marítimo .......................................................................... 113.457 31.893 332.816 68.185 9.377 12.909

Total do Internacional ........................................................3.748.132 2.366.530 2.639.302 1.575.923 243.292 258.737

Total ................................................................ 6.784.496 5.254.141 3.868.131 2.767.686 2.297.586 2.216.597

(1) Mais de 77% de nossa produção de gás natural foi de gás associado em 2006 e 2005. (2) Um acre bruto é um acre no qual uma participação de trabalho é detida. O número de acres brutos é o número total de acres

no qual uma participação de trabalho é detida. Um acre líquido é considerado existente quando a soma das participações de trabalho fracionárias detidas nos acres brutos for igual a um. O número de acres líquidos é a soma das participações de trabalho fracionárias detidas nos acres bruto expressos como números inteiros e suas frações.

(3) Vide na “Tabela de Conversão” os índices usados para converter pés cúbicos de gás natural em barris de óleo equivalente. (4) Inclui os volumes da produção de reservas de óleo de xisto, líquidos de gás natural e gás reinjetado, que não estão incluídos

em nossos valores de reservas provadas.

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A tabela a seguir apresenta o total de nossos poços produtivos brutos e líquidos em 31 de dezembro de 2006:

Poços Produtivos

Petróleo Gás Total Poços Produtivos Brutos

Brasil ......................................................................................... 9.058 484 9.542 Internacional.............................................................................. 5.873 354 6.227 Total .......................................................................................... 14.931 838 15.769

Poços Produtivos Líquidos Brasil ......................................................................................... 9.046 484 9.530 Internacional.............................................................................. 4.237 236 4.473 Total .......................................................................................... 13.283 720 14.003

Os poços produtivos são aqueles que produzem ou são capazes de produzir. Um poço bruto é aquele no qual uma participação é detida. O número de poços brutos é o número total de poços nos quais uma participação é detida. Um poço líquido é considerado existente quando a soma das participações fracionárias detidas em poços brutos for igual a um. O número de poços líquidos é a soma das participações fracionárias detidas em poços brutos expressa como números inteiros e suas frações.

Experiência em Águas Profundas

Somos líderes em perfuração em águas profundas, com know-how reconhecido em exploração, desenvolvimento e produção em águas profundas. Desenvolvemos a know-how durante muitos anos e atingimos significativos pontos de referência, incluindo o seguinte:

• Em janeiro de 2003, perfuramos o segundo poço multilateral em águas profundas horizontal do mundo no campo de Barracuda-Caratinga, na Bacia de Campos, em uma água com profundidade de 2.999 pés (914 metros), consistindo de duas pernas para cada poço;

• Em 31 de dezembro de 2006, estávamos operando 62 poços em águas com profundidade superior a 3.281 pés (1.000 metros);

• Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos perfurado 565 poços em águas com profundidade superior a 3.281 pés (1.000 metros), sendo o poço mais profundo um poço de exploração em águas com profundidade de 9.360 pés (2.853 metros).

Em virtude de muitos dos campos de petróleo mais ricos do Brasil estarem localizados no mar em águas profundas, pretendemos continuar a manter o foco na tecnologia de produção em águas profundas para aumentar nossas reservas provadas e futura produção doméstica. Vide o Item 5. “Análise Operacional e Financeira e Perspectivas — Pesquisa e Desenvolvimento.” Nossos principais esforços de exploração e desenvolvimento envolvem campos no mar próximos aos campos existentes e infra-estrutura de produção, onde os custos de perfuração mais altos foram compensados pelos índices mais altos de sucesso de perfuração e produção relativamente mais alta. Em uma base por poço, os custos de exploração, desenvolvimento e produção no mar são, em geral, mais altos do que os custos no continente. Acreditamos, entretanto, que a produção marítima seja eficiente em termos de custo visto que, historicamente:

• Tivemos mais êxito na descoberta e desenvolvimento de petróleo no mar, como resultado da existência de um número e tamanho maiores de reservatórios de petróleo no mar em comparação aos reservatórios em terra e um volume maior de dados sísmicos no mar coletados; e

• Fomos capazes de distribuir o total dos custos de exploração, desenvolvimento e produção em uma ampla base, considerando o tamanho e a produtividade de nossas reservas no mar. A produção no mar

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excedeu a produção em terra na proporção de produção por barril de 6,94/1 em 2006, 5,92/1 em 2005, 4,96/1 em 2004.

Atualmente extraímos hidrocarbonetos de poços no mar em águas com profundidades de até to 6.188 pés (1.886 metros), e estamos desenvolvendo uma tecnologia para permitir a produção a partir de poços em águas com profundidade de até 9.843 pés (3.000 metros). Está estabelecida abaixo a distribuição, por profundidade de água, da produção de petróleo no mar em 2006 e 2005.

PRODUÇÃO MARÍTIMA POR PROFUNDIDADE DE ÁGUA

Profundidade Porcentagem em

2006 Porcentagem em

2005 0-400 metros (0-1.312 pés).......................................................... 17% 18% 400-1.000 metros (1.312 pés-3.281 pés)...................................... 52% 56% Mais de 1,000 metros (3.281 pés)................................................ 31% 26%

Atividades de Exploração

Concessões no Brasil

Tivemos o direito de explorar todas as áreas de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil como resultado do monopólio concedido à Petrobras pelas Leis brasileiras. Quando as alterações regulamentares no setor brasileiro de petróleo e gás iniciaram em 1998, o monopólio terminou. Em 6 de agosto de 1998, assinamos contratos de concessão com a ANP para todas as áreas que estávamos usando até 1998. Esses contratos de concessão cobriam 397 áreas, consistindo em 231 áreas de produção, 115 áreas de exploração e 51 áreas de desenvolvimento, em uma área total de 113,3 milhões de acres brutos (458,5 mil quilômetros quadrados).

Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos 459 áreas, consistindo em 247 áreas de produção, 154 áreas de exploração e 58 áreas de desenvolvimento, em uma área total de 42 milhões de acres brutos (170 mil quilômetros quadrados). Essa área total representa 2,7% das bacias sedimentares brasileiras.

Recentes descobertas

O destaque de exploração do ano foi a descoberta de óleo leve e gás natural feita na seção pré-sal nas águas ultraprofundas da Bacia de Santos.

Em 2006, declaramos a viabilidade comercial de 27 novos acúmulos de petróleo e gás — 18 marítimos e 9 continentais. Algumas dessas áreas foram classificadas como novos campos de petróleo e gás natural; outros foram incorporados aos campos de petróleo e gás adjacentes. Das 27 áreas, 18 estão localizadas na área marítima das bacias de Campos (10), Santos (4) e Espírito Santo (4); e (9) estão localizados nas áreas continentais da costa das bacias de Potiguar (4), Reconcavo (1) e Espírito Santo (3), e na bacia Paleozóica Solimões (1).

Na Bacia de Santos, 3 áreas operadas exclusivamente pela Petrobras foram declaradas comerciais e transformadas nos campos de petróleo e gás natural de Tambuatá, Pirapitanga e Carapiá. Uma outra área foi incorporada ao limite do campo de gás Mexilhão. Também temos participações de trabalho de 40% em 2 outras áreas declaradas comerciais pela Shell, na qualidade de operadora, no norte da Bacia de Santos.

Após as declarações de comercialidade, consideramos a descoberta de óleo leve e gás natural feita na seção pré-sal nas águas ultraprofundas da Bacia de Santos a notícia mais importante do ano. Para atingir os reservatórios de óleo leve e gás natural, mais de 2.000 metros de camada de sal foram perfuradas em uma profundidade de mais de 2.000 metros. Essa descoberta é promissora para a exploração da seção pré-sal nas águas profundas e ultra-profundas da Bacia de Santos, bem como nas águas profundas e ultra-profundas de outras bacias na Margem Brasileira.

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Na área marítima da Bacia do Espírito Santo, 2 novos campos, o Carapó e o Camarupim, foram definidos, e 2 outras áreas foram incorporadas aos ring-fences dos campos Golfinho e Canapu. Na área continental, 3 novos campos de óleo foram definidos: os campos Saira, Seriema e Tabuiaiá.

As declarações de viabilidade comercial na Bacia de Campos incluem 10 novas áreas. Sete delas foram classificadas como os novos campos de Maromba, Carataí, Carapicu, Catuá, Caxaréu, Mangangá e Pirambú. Três outros foram incorporados aos ring-fences existentes dos campos Marlim Leste, Viola e Baleia Azul. Uma outra descoberta importante foi feita dentro dos limites do ring-fence do campo Roncador, em reservatórios mais profundos do que os reservatórios que em geral produzem esses volumes.

Cinco outras declarações de viabilidade comercial foram feitas nas bacias continentais norte-nordeste. Quatro delas originaram os novos campos de Tangará (Bacia do Reconcavo) e Pintassilgo, Patativa e Jaçanã (Bacia Potiguar). Uma outra área foi incorporada ao ring-fence do Campo Baixa do Juazeiro, e a Bacia Paleozóica Solimões (no campo de Araracanga) foi declarada comercial.

Tivemos um índice de sucesso de 48,7% para nossos poços de exploração durante 2006, com 39 poços dos 80 poços exploratórios classificados como poços de descoberta ou produção.

Leilões de direitos de exploração

Desde 1999, a ANP conduziu leilões de direitos de exploração, que são abertos para a Petrobras e para empresas qualificadas. Concorremos nos leilões públicos, adquirindo um grande número de direitos de exploração, conforme detalhado na tabela abaixo. Também abandonamos um número considerável de áreas exploratórias nas quais não estávamos interessadas ou não obtivemos sucesso na exploração.

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A tabela abaixo resume nosso sucesso nas rodadas de licitação de exploração conduzidas pela ANP durante os últimos três anos:

Exploração Desenvolvimento Produção Total

Evento Áreas mantidas (31 de dezembro de 2003) ................................ 54 35 234 323

Áreas obtidas na Licitação, Rodada 6 ............................................. 36 0 0 36

Áreas obtidas por aquisições (BT-REC-4, BT-POT-9, BT-ES-4, BM-C-14, BM-S-14 e BM-S-22)........................................... 6 0 0 6

Concessão conjunta SMI para PJ (4) .............................................. 0 0 (1) (1)

Nova Concessão (15 de janeiro de 2004) (Baleia Franca)............. 0 1 0 1

Nova Concessão (15 de janeiro de 2004) (Golfinho) .................... 0 1 0 1

Nova Concessão (15 de janeiro de 2004) (Mexilhão).................... 0 1 0 1

Nova Concessão (19 de janeiro de 2004) (Azulão)........................ 0 1 0 1

Nova Concessão (19 de janeiro de 2004) (Japim).......................... 0 1 0 1

Nova Concessão (30 de agosto de 2004) (Piranema)..................... 0 1 0 1

Nova Concessão (20 de dezembro de 2004) (Baleia Anã) ............ 0 1 0 1

Nova Concessão (20 de dezembro de 2004) (Baleia Azul) ........... 0 1 0 1

Nova Concessão (20 de dezembro de 2004) (Baleia Bicuda) ....... 0 1 0 1

Nova Concessão (22 de dezembro de 2004) (Salema Branca)...... 0 1 0 1

Áreas mantidas (31 de dezembro de 2004) ................................ 96 45 233 374

Áreas obtidas na Licitação, Rodada 7…………………... 39 0 0 39

Áreas abandonadas (até 31 de dezembro de 2005) (BM-FZA-1)…… (1) 0 0 (1)

Nova Concessão (1o de fevereiro de 2005) (Jandaia)……… 0 1 0 1

Nova Concessão (4 de abril de 2005) (Anambé)…………… 0 1 0 1

Nova Concessão (14 de julho de 2005) (Acauã)…………… 0 1 0 1

Nova Concessão (24 de novembro de 2005) (Inhambu)…… 0 1 0 1

Nova Concessão (27 de dezembro de 2005) (Papa-Terra)….. 0 1 0 1

Nova Concessão (29 de dezembro de 2005) (Uruguá)……… 0 1 0 1

Nova Concessão (29 de dezembro de 2005) (Tambaú)…… 0 1 0 1

Nova Concessão (29 de dezembro de 2005) (Canapú)……… 0 1 0 1

Áreas redefinidas (17 de janeiro de 2005) (Rio Joanes)…… 0 (1) 1 0

Áreas redefinidas (1o de fevereiro de 2005) (Fazenda Sori).. 0 (1) 1 0

Áreas redefinidas (25 de fevereiro de 2005) (Camaçari)…… 0 (1) 1 0

Áreas redefinidas (3 de março de 2005) (Jandaia)………… 0 (1) 1 0

Áreas redefinidas (1o de abril de 2005) (Fazenda Matinha)… 0 (1) 1 0

Áreas redefinidas (12 de abril de 2005) (Quererá)………….. 0 (1) 1 0

Áreas redefinidas (18 de junho de 2005) (Rio da Serra)……. 0 (1) 1 0

Áreas redefinidas (11 de agosto de 2005) (Anambé)….…… 0 (1) 1 0

Áreas redefinidas (13 de agosto de 2005) (Fazenda Santa Rosa)......... ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ 0 (1) 1 0

Áreas redefinidas (24 de novembro de 2005) (Inhambu)…… 0 (1) 1 0

Concessão conjunta BBI para CHT(5)............................................ 0 (1) 0 (1)

Concessão conjunta NPE para DEN (6) 0 (1) 0 (1)

Total de áreas mantidas (em 31 de dezembro de 2005)............ 134 41 243 418

Áreas líquidas mantidas em milhares de acres (em 31 de dezembro de 2005)..................................................................... 31.727 523 3.008 35.258

Áreas obtidas na Rodada 8 21 0 0 21

Áreas abandonadas (até 31 de dezembro de 2006) (1) 0 (4) (5)

Novas Concessões 0 25 0 25

Áreas redefinidas 0 (8) 8 0

Total de áreas mantidas (em 31 de dezembro de 2006) 154 58 247 459

Área líquida mantida em milhares de acres (em 31 de dezembro de 2006)..................................................................... 29.716 1.192 2.888 33.796

(1) COG – Córrego Grande, CCN – Córrego Cedro Grande (2) CDL – Cardeal, MP – Massapê (3) CR – Curió, FBL – Fazenda Belém (4) SMI – São Miguel, PJ – Pajeú (5) BBI – Baleia Bicuda, CHT – Cachalote

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(6) NPE – Norte de Pescada, DEN – Joint Ventures Dentão

Na Rodada 8, realizada em 28 de dezembro de 2006, adquirimos 21 novas concessões de exploração, 14 a serem operadas em parceria. Como o leilão público conduzido pela ANP foi interrompido por uma decisão judicial, os contratos de exploração não foram assinados com a ANP, e conseqüentemente, os 14 contratos de exploração com os parceiros ainda não foram finalizados.

Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos 154 contratos de exploração e 305 contratos de produção. Em 69 dos 154 contratos de exploração, somos exclusivamente responsáveis por conduzir as atividades de exploração. Nossa participação varia de 20% a 85% nos 85 contratos de exploração em parceria, e em 54 deles somos responsáveis por conduzir as atividades de exploração. Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos parcerias na exploração com 21 empresas estrangeiras e domésticas.

Atividades de Perfuração

Durante 2006, perfuramos um total de 411 poços, 331 poços de desenvolvimento e 80 poços exploratórios. Desses poços, 283 poços de desenvolvimento e 50 poços exploratórios estavam localizados em terra e 48 poços de desenvolvimento e 30 poços exploratórios estavam localizados no mar. Esses números se referem aos poços que perfuramos em 2006, porém, esses poços podem não ter sido avaliados ou reclassificados em 2006.

Planejamos expandir as atividades de exploração e desenvolvimento em 2007:

• perfurando aproximadamente 114 novos poços exploratórios e aproximadamente 400 novos poços de desenvolvimento;

• emitindo e processando levantamentos sísmicos bidimensionais e tridimensionais; e

• construindo instalações de produção e suporte em terra e no mar.

A tabela a seguir apresenta nossa frota de unidades de sondas de perfuração. Usaremos essas sondas de perfuração próprias e alugadas para dar suporte às futuras atividades de exploração, produção e desenvolvimento. A maior parte das sondas de perfuração marítima é operada na Bacia de Campos.

UNIDADES DE PERFURAÇÃO

2006 2005 2004

Brasil Internacional Brasil Internacional Brasil Internacional

Sondas terrestres para exploração e desenvolvimento em terra .................... 19 22 22 19 19 28 Próprias .................................................. 13 0 13 0 13 0 Alugadas ................................................ 6 22 9 19 6 28

Sondas semi-submersíveis ............................ 20 3 17 1 18 0 Próprias .................................................. 4 0 3 0 4 0 Alugadas ................................................ 16 3 14 1 14 0

Navios sonda................................................... 8 1 7 2 7 1 Próprias .................................................. 0 0 0 0 0 0 Alugadas ................................................ 8 1 7 2 7 1

Sondas auto-elevatórias ................................ 6 1 7 1 6 0 Próprias .................................................. 5 0 6 0 6 0 Alugadas ................................................ 1 1 1 1 0 0

Sondas em módulos para exploração e desenvolvimento no mar.......................... 10 0 11 0 11 0 Próprias .................................................. 6 0 9 0 8 0 Alugadas ................................................ 4 0 2 0 3 0

Total ................................................ 63 27 64 23 61 29

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Atividades de Desenvolvimento

O desenvolvimento ocorre após a conclusão da exploração e avaliação, e antes da produção de hidrocarboneto, e envolve a instalação de unidades de produção incluindo plataformas e dutos. Temos um programa ativo de desenvolvimento nos campos existentes e na descoberta e recuperação de novas reservas. Desde a década de 1980, nos concentramos em investimentos de desenvolvimento nos campos em águas profundas localizados na Bacia de Campos, onde a maior parte de nossas reservas provadas estão localizadas. Desenvolvemos campos em estágios de produção, que denominamos módulos. Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos um total de 8.412 poços produzindo petróleo e gás no Brasil, dos quais 7.699 estavam em terra e 713 estavam no mar.

A tabela a seguir descreve nossos principais projetos de desenvolvimento de produção nas diversas bacias e sua capacidade de produção:

Principais Projetos de Desenvolvimento de Produção Doméstica

Campo

Tipo da

Unidade

Unidade de Produção

Capacidade (bpd)

Água Profunda

(m) Poços de Produção

Poços de Injeção

Colocação em Funcionamento

(ano) Observação

Albacora Leste (1) FPSO P-50 180.000 1.230 17 14 2.006

Golfinho – Módulo 1 FPSO Capixaba 100.000 1.300 5 3 2.006 Alugado da SBM

Jubarte – Fase I FPSO P-34 60.000 1.350 4 - 2.006

Espadarte – Módulo 2 FPSO

Cidade do Rio de Janeiro 100.000 1.350 5 4 2.007

Alugado da Modec

Golfinho – Módulo 2 FPSO Cidade de Vitória 100.000 1.360 5 3 2.007

Alugado da Saipen

Piranema SS P-300 30.000 1.090 3 3 2.007

Alugado da Sevan Marine

Roncador – fase II SS P-52 180.000 1.800 18 11 2.007

Roncador – Módulo 2 FPSO P-54 180.000 1.400 11 6 2.007

Jabuti FPSO Cidade de Niterói 100.000 1.400 8 0 2.008

Alugado da Modec

Marlim Sul – Módulo 2 SS P-51 180.000 1.255 10 9 2.008

Frade (2) FPSO n/a 100.000 900 12 7 2.009

Marlim Leste FPU P-53 180.000 1.090 14 7 2.009

Jubarte – Fase II FPSO P-57 180.000 1.300 15 7 n/a

Parque das Conchas (3) n/a n/a 100.000 1.600 n/a n/a 2.011

Roncador - Módulo 3 SS P-55 180.000 1.795 11 7 n/a (1) Petrobras (operadora) 90%, YPF 10%. (2) Petrobras 30%, Chevron (operadora) 51.74%, Frade Japão 18.26%. (3) Petrobras 35%, Shell (operadora) 50%, ONGC 15%.

Abreviações: SS = Semi-submerso FPSO = Unidade Flutuante, Produção, Armazenagem e Descarregamento FPU = Unidade Flutuante e de Produção

Alguns desses campos estão sendo financiados por project financings. Vide o Item 5. “Análise Operacional e Financeira e Perspectivas—Liquidez e Recursos de Capital—Project Finance.”

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Atividades de Produção

Nossas atividades domésticas de produção de petróleo e gás natural envolvem campos localizados na plataforma continental do Brasil na costa de nove estados brasileiros, dos quais a Bacia de Campos é a região mais importante, e em terra em oito estados brasileiros. Também estamos produzindo petróleo e gás natural em nove outros países: Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, México, Peru, Estados Unidos e Venezuela. Vide “—Internacional.”

A tabela a seguir estabelece a produção média diária de petróleo e gás natural, o preço médio de venda e os custos médios de extração para 2006, 2005 e 2004:

Do Exercício Findo em 31 de dezembro de 2006 2005 2004 Produção de Petróleo e LGN (em mil de barris por dia) Brasil (1) No mar Bacia de Campos...................................................................................... 1.468 1.405 1.204 Outras........................................................................................................ 78 36 38

Total no mar ....................................................................................................... 1.546 1.441 1.242 Em terra ......................................................................................................... 232 243 251

Total no Brasil .................................................................................................... 1.778 1.684 1.493 Internacional ....................................................................................................... 130 163 168 Produção internacional não consolidada (2)................................ 12 - -

Total da produção de petróleo e LGN .......................................................... 1.920 1.847 1.661

Preço Médio de Venda de Petróleo e LGN (dólares norte-americanos por Bbl)

Brasil ................................................................................................................... $ 54,71 $ 45,42 $ 33,49 Internacional ....................................................................................................... 44,02 34,91 26,51 Produção de Gás Natural (em milhões de pés cúbicos por dia) Brasil(3) No mar Bacia de Campos...................................................................................... 759 752 645 Outras........................................................................................................ 257 172 184

Total no mar ....................................................................................................... 1.016 924 829 Em terra .............................................................................................................. 644 719 762 Total Brasil ......................................................................................................... 1.660 1.643 1.590 Internacional ....................................................................................................... 595 575 564 Produção internacional não consolidada (2)................................ 12 - -

Total gás natural produção ............................................................................ 2.267 2.218 2.154

Preço Médio de Venda de Gás Natural (dólares norte-americanos por Mcf)

Brasil(4) .............................................................................................................. $ 2,61 $ 2,17 $ 1,93 Internacional(5) .................................................................................................. 2,16 1,64 1,17 Custos médios de Extração (óleo e gás natural) (dólares norte-

americanos por barris de óleo equivalente)

Brasil Com participação governamental................................................................. $ 17,64 $ 14,73 $ 10,72 Sem participação governamental ................................................................. 6,59 5,73 4,28

Internacional ....................................................................................................... 3,36 2,90 2,60

(1) Os números brasileiros incluem a produção das reservas de óleo de xisto e líquidos de gás natural, que não estão incluídos em nossos valores de reservas aprovadas.

(2) Empresas de equivalência patrimonial na Venezuela. (3) Os valores brasileiros incluem volumes de gás reinjetado, que não estão incluídos em nossos números de reservas provadas.

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(4) Exclui (1) custos gerais de exploração e produção; (2) custos relacionados a transferências de derivados para nossa divisão de exploração e produção; (3) custos da venda de derivados produzidos em plantas naturais supervisionadas por nossa gerência de exploração e produção; e (4) preço de petróleo e gás comprados de parceiros em certas joint ventures.

(5) Exclui (1) royalties; (2) participação especial do governo; e (3) aluguel de áreas.

A produção média brasileira de petróleo e LGN de 2006 aumentou 5,6 % em relação a 2005, atingindo 1.778 mil barris por dia, principalmente como resultado da entrada em operação da plataforma P-50 em abril de 2006, da FPSO - Capixaba em maio de 2006, da plataforma P-34 em dezembro de 2006.

Reservas

Nossas reservas provadas mundiais estimadas de petróleo e gás natural em 31 de dezembro de 2006 totalizavam 11,46 bilhões de barris de óleo equivalente, incluindo:

• 9,48 bilhões de barris de petróleo e LGN; e

• 11.843,4 bilhões de pés cúbicos de gás natural.

Calculamos as reservas com base nas previsões da produção do campo, que depende de diversos parâmetros técnicos, tais como interpretação sísmica, mapas geológicos, testes de poços e dados econômicos. Todas as estimativas de reserva envolvem algum grau de incerteza. A incerteza depende principalmente do valor dos dados geológicos e de engenharia confiáveis disponíveis no momento da estimativa e da interpretação desses dados. Portanto, as estimativas são feitas usando os dados mais confiáveis no momento da estimativa, de acordo com as melhores práticas no setor de óleo e gás.

A DeGolyer e MacNaughton, ou D&M, analisou e certificou 92% de nossas estimativas de reserva provadas domésticas de petróleo, condensado e gás natural em 31 de dezembro de 2006. As estimativas para certificação foram realizadas de acordo com a Norma 4-10 do Regulamento S-X da SEC.

Em 31 de dezembro de 2006, nossas reservas provadas domésticas desenvolvidas de petróleo representavam 44% de nosso total de reservas provadas domésticas desenvolvidas e não desenvolvidas de petróleo. Nossas reservas provadas domésticas desenvolvidas de gás natural representavam 44% de nosso total de reservas provadas domésticas desenvolvidas e não desenvolvidas de gás natural. O total de reservas provadas domésticas de petróleo aumentou a uma média de crescimento anual de 3,3% nos últimos cinco anos. As reservas provadas de gás natural aumentaram a uma média de crescimento anual de 6,5% durante o mesmo período.

A tabela a seguir estabelece nossas reservas provadas líquidas estimadas desenvolvidas e não desenvolvidas e reservas provadas líquidas desenvolvidas de petróleo e gás natural por região em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004:

RESERVAS PROVADAS LÍQUIDAS ESTIMADAS MUNDIAIS

Brasil Internacional Reservas Provadas

Petróleo Gás

Natural(1) (3) Combinado

(2) (3) Petróleo Gás

Natural (1) Combinado

(2) Globais

Combinadas

(milhões de barris)

(bilhões de pés

cúbicos)

(milhões de barris de óleo equivalente)


(bilhões de pés

cúbicos)



Reservas Provadas Líquidas Desenvolvidas e Não Desenvolvidas:

Reservas em 31 de dezembro de 2004 ...................... 9.243,4 7.954,3 10.569,1 702,0 3.292,8 1.250,9 11.820,0

Revisões de estimativas anteriores ................... 123,0 842,4 263,4 0,5 (32,6) (4,97) 258,4 Extensões, descobertas e recuperação melhorada..................................................... 252,0 996,9 418,2 38,4 38,8 44,9 463,1

Produção do exercício ................................................ (584,5) (529,8) (672,8) (58,8) (210,9) (93,9) (766,7) Reservas em 31 de dezembro de 2005 ...................... 9.033,9 9.263,8 10.577,8 682,1 3.088,1 1.196,8 11.774,6

Revisões de estimativas anteriores ................... 463,4 322,1 517,2 (15,2) (459,1) (91,7) 425,5 Extensões, descobertas e recuperação melhorada..................................................... 119,7 328,2 174,4 28,1 75,1 40,6 215,0

Vendas de reservas existentes ........................... - - - (4,5) 0,0 (4,5) (4,5) Compra de reservas existentes .......................... 0,9 45,8 8,5 8,9 16,0 11,6 20,1 Produção do exercício ....................................... (616,0) (532,9) (704,8) (42,6) (209,8) (77,6) (782,3)

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Brasil Internacional Reservas Provadas

Petróleo Gás

Natural(1) (3) Combinado

(2) (3) Petróleo Gás

Natural (1) Combinado

(2) Globais

Combinadas


(bilhões de pés

cúbicos)



(bilhões de pés

cúbicos)



Perda de Participação na Venezuela(3) ............ - - - (174,8) (93,9) (190,5) (190,5) Transferência para Empresas Não Consolidadas................................................ - - - (65,7) (77,3) (78,6) (78,6)

Reservas em 31 de dezembro de 2006...................... 9.001,9 9.427,0 10.573,1 416,3 2.339,1 806,2 11.379,3

Reservas Provadas Desenvolvidas Líquidas: Em 31 de dezembro de 2004 ..................................... 4.129,8 4.427,6 4.867,7 383,1 2.495,2 799,0 5.666,7 Em 31 de dezembro de 2005 ..................................... 4.071,7 4.088,8 4.753,2 365,9 2.333,7 754,9 5.508,1 Em 31 de dezembro de 2006 ..................................... 3.987,7 4.115,4 4.673,6 232,9 1.758,0 525,9 5.199,5 Reservas Provadas nas Empresas Não

Consolidadas........................................................ - - - 65,7 77,3 78,6 78,6

Total de Reservas Provadas em 31 de dezembro de 2006 (4) .......................................................... 9.001,9 9.427,0 10.573,1 482,0 2.416,4 884,8 11.457,9

(1) Os líquidos de gás natural são extraídos e recuperados em plantas de processamento de gás natural a partir do campo. Os volumes apresentados para reservas de gás natural são anteriores à extração dos líquidos de gás natural.

(2) Vide a “Tabela de Conversão” para obter os coeficientes usados para converter pés cúbicos de gás natural em barris de óleo equivalente. A produção de óleo de xisto e as reservas associadas não estão incluídas.

(3) Alterações em virtude de alterações contratuais (Joint Ventures com Empresas Não Consolidadas). (4) Total de Reservas Provadas em 31 de dezembro de 2006 é igual às Reservas em 31 de dezembro de 2006 mais

as Reservas Provadas em Empresas Não Consolidadas.

As tabelas a seguir estabelecem nossas reservas provadas de petróleo e gás natural por região, em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004:

RESERVAS PROVADAS LÍQUIDAS DE PETRÓLEO POR REGIÃO

Em 31 de dezembro de

2006 2005 2004 Provadas

Desenvolvidas e Não

Desenvolvidas Provadas

Desenvolvidas

Provadas Desenvolvidas

e Não Desenvolvidas





(milhões de barris) Brasil Marítimas

Bacia de Campos .................... 7.855,4 3.305,4 7.886,0 3.395,9 8.130,4 3.422,7 Outras....................................... 373,7 131,8 388,3 101,3 335,4 106,1 Total marítimas ....................... 8.229,1 3.437,2 8.274,3 3.497,2 8.465,8 3.528,8

Continentais .................................. 772,8 550,5 759,6 574,5 777,6 601,0 Total no Brasil............................. 9.001,9 3.987,7 9.033,9 4.071,7 9.243,4 4.129,8

Internacional Outros na América do Sul(1)....... 408,2 252,2 625,8 350,8 678,4 367,0 Costa Oeste da África................... 42,0 7,4 42,6 8,6 11,8 11,8 Golfo do México........................... 31,8 10,0 13,7 6,5 11,8 4,3

Total Internacional ............... 482,0 269,6 682,1 365,9 702,0 383,1 Total................................. 9.483,9 4.257,3 9.716,0 4.437,6 9.945,4 4.512,9

(1) Inclui Argentina, Bolívia Colômbia, Equador, Peru e as reservas proporcionais relacionadas a empresas não consolidadas na Venezuela.

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RESERVAS PROVADAS LÍQUIDAS DE GÁS NATURAL POR REGIÃO:


2006 2005 2004 Provadas

Desenvolvidas e Não

Desenvolvidas Provadas

Desenvolvidas







(bilhões de pés cúbicos) Brasil No mar

Bacia de Campos .................... 4.043,1 1.748,0 3.836,5 1.772,3 4.039,3 1.820,4 Outras....................................... 2.985,7 918,5 2.912,1 720,9 1.337,5 854,0 Total marítimas ....................... 7.028,8 2.666,5 6.748,6 2.493,2 5.376,8 2.674,4

Continental.................................... 2.398,2 1.448,9 2.515,2 1.595,6 2.577,5 1.753,2 Total no Brasil............................. 9.427,0 4.115,4 9.263,8 4.088,8 7.954,3 4.427,6

Internacional Outras na América do Sul(1) ....... 2.241,7 1.688,9 2.951,7 2.270,2 3.162,2 2.456,2 Golfo do México........................... 174,7 112,2 136,5 63,5 130,6 39,0

Total Internacional ............... 2.416,4 1.801,1 3.088,1 2.333,7 3.292,8 2.495,2 Total................................. 11.843,4 5.916,5 12.351,9 6.422,5 11.247,1 6.922,8

(1) Inclui Argentina, Bolívia, Colômbia, Peru e as reservas proporcionais relacionadas a empresas não consolidadas na Venezuela.

Vide “Informações Complementares sobre as Atividades de Produção de Petróleo e Gás” em nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas para obter detalhes adicionais sobre nossas reservas provadas.

Refino, Transporte e Comercialização


Nossa área de negócios de refino, transporte e comercialização abrange o refino, transporte e comercialização de petróleo, derivados e álcool combustível, incluindo investimentos petroquímicos.

Detemos e operamos 11 refinarias no Brasil, com capacidade total de processamento de 1.986 mil barris por dia. Com a aquisição do Grupo Ipiranga, um terço da Refinaria Ipiranga se tornou parte dos ativos da Petrobras. Após essa aquisição, somente uma refinaria independente permanece no Brasil. Essa refinaria tem uma capacidade total instalada de aproximadamente 30 mil barris por dia. Nossa capacidade doméstica de refino constitui 98,4% da capacidade brasileira de refino. Construímos nove de nossas 11 refinarias antes de 1972, e concluímos a última refinaria (Henrique Lage) em 1980. Nessa época, estávamos produzindo apenas 200 mil barris por dia de petróleo no Brasil. Nossas refinarias foram construídas para processar petróleo leve importado. Após sua conclusão, descobrimos grandes reservas de petróleo mais pesado no Brasil. Como resultado, estamos continuamente melhorando e aprimorando nossas refinarias para processar petróleo pesado.

Aprovamos estudos iniciais para a construção de uma nova refinaria no Nordeste do Brasil. Com um investimento estimado de US$ 2,5 bilhões no complexo industrial de Porto de Suape, no estado de Pernambuco, a refinaria terá capacidade para processar 200 mil barris por dia de óleo pesado com o início das operações planejado para 2011.

Processamos a quantidade possível de nosso petróleo produzido domesticamente através de nossas refinarias, e suprimos a demanda restante do Brasil pela importação de petróleo (que também processamos em nossas refinarias) e derivados. Como o aumento de nossa própria produção doméstica e o aprimoramento das refinarias nos possibilitarão processar de forma eficiente nos próximos anos, esperamos importar proporcionalmente menos petróleo e derivados. Até janeiro de 2002, éramos os únicos fornecedores de derivados para o mercado brasileiro. Agora que não somos mais os únicos fornecedores de derivados para o mercado brasileiro, pretendemos reavaliar nossa estratégia de importação e podemos reduzir as importações à medida que essa redução melhore a nossa lucratividade. Também exportamos à medida que nossa produção de derivados excede a demanda brasileira ou nossas refinarias são incapazes de processar a crescente produção doméstica de petróleo.

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Transportamos derivados e petróleo para mercados domésticos de atacado e mercados de exportação através de uma rede coordenada de centros de comercialização, instalações de armazenagem, dutos e embarcações marítimas. Na qualidade de únicos fornecedores por quase cinqüenta anos de um país que se classifica como o 12o maior país consumidor de petróleo do mundo, de acordo com a edição de junho de 2006 do Statistical Review of the World, desenvolvemos uma infra-estrutura grande e complexa. Nossas refinarias estão, em geral, localizadas perto dos centros industriais e populacionais do Brasil e próximas às nossas áreas de produção, o que cria eficiências de logística em nossas operações.

De acordo com as exigências da Lei do Petróleo, colocamos nossos ativos marítimos em uma subsidiária separada, a Petrobras Transporte S.A., ou Transpetro. Essa subsidiária aluga instalações de armazenagem e dutos e fornece o acesso aberto a esses ativos a todos os participantes do mercado. Nossos negócios petroquímicos também são agora incluídos na área de refino, transporte e comercialização.

Nossas principais estratégias em refino e transporte são:

• manter o foco nos clientes e desenvolver nosso portfólio de mercadorias e serviços com base em suas necessidades;

• expandir as atividades de processamento, transporte e comercialização, usando fontes de bioenergia e matéria-prima produzida por nós;

• diversificar nossa carteira comercial, mantendo o foco na sinergia entre os ativos;

• expandir as atividades nas indústrias petroquímica e de fertilizantes, buscando parcerias estratégicas e promovendo sinergias com nossas outras operações;

• aprimorar a eficiência em todos os estágios dos processos de logística usando uma variedade de sistemas de transporte e mantendo o foco na excelência operacional, padrões de segurança e serviços de alta qualidade; e

• aplicar tecnologia de ponta no processamento de óleo para promover a eficiência ambiental e energia.

Nossos resultados de refino, transporte e comercialização estão refletidos na área “Abastecimento” em nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Refino

Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos uma capacidade total instalada de refino de 1.986 mil barris por dia, que, de acordo com a Petroleum Intelligence Weekly, nos tornou a 8a maior refinadora de derivados no mundo entre as empresas com ações cotadas em bolsa de valores em 2006. No Brasil, processamos uma média de 1,746 mil barris de petróleo por dia em 2006, o que representa uma taxa de utilização de 88% para o ano, calculada sobre a capacidade de destilação total. Isso comparado à taxa de utilização média de 85% em 2005 e 86% em 2004.

Aproximadamente 80% do mix de petróleo para nossas operações de refino no Brasil foram supridos pela produção doméstica, em comparação aos 80% em 2005 e 76% em 2004. Esperamos que uma porcentagem crescente do mix de petróleo seja abastecida por nossa produção doméstica de custo relativamente mais baixo, já que nossa produção doméstica geral está aumentando. Em virtude de nossa capacidade doméstica de refino constituir 98,4% da capacidade brasileira de refino, atendemos quase todas as necessidades de produtos refinados de atacadistas terceiros, exportadores e empresas petroquímicas, além de satisfazer às nossas exigências de consumo interno a respeito das operações de comercialização no atacado e do mix petroquímico.

Nossas refinarias estão localizadas em todo o Brasil, com uma maior concentração no Sudeste onde a demanda por produtos domésticos é maior, em virtude da atividade industrial significativa e grandes centros populacionais. A maior parte de nossas refinarias está localizada próxima aos nossos dutos de petróleo, instalações de armazenagem, dutos de produtos refinados e principais instalações petroquímicas. Essa configuração facilita o acesso ao abastecimento de petróleo e principais mercados de consumidores finais no Brasil.

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Produção e Capacidade de Refino

No Brasil, em 2006, processamos um total de 644 milhões de barris de petróleo ou, diariamente, 1.764 mil barris por dia. Aproximadamente 80% deste petróleo vem de nossa produção no Brasil. Nossos custos médios de refino (consistindo de custos variáveis e excluindo depreciação e amortização) no Brasil eram de US$ 2,29 por barril em 2006, US$ 1,90 por barril em 2005, US$ 1,38 por barril em 2004. De acordo com nosso plano estratégico, em virtude da característica de petróleo mais pesado de muitos campos brasileiros, também investimentos em instalações de hidrotratamento para reduzir as impurezas dos derivados produzidos e para facilitar a conversão de petróleo pesado em produtos mais leves. Como resultado, nossos custos de refino têm aumentado porque o resultado processado tem se mantido constante. A maioria de nossa capacidade de conversão de petróleo pesado está localizada em nossas refinarias: Landulpho Alves, Duque de Caxias, Paulínia, Presidente Bernardes, Gabriel Passos e Henrique Lage. A tabela a seguir descreve a capacidade instalada, o resultado do refino e o fator de utilização de nossas refinarias em 2006, 2005 e 2004:

45

ESTATÍSTICAS DE REFINO

2006 2005 2004

Capacidade Resultado(1) Utilização(

2) Capacidad

e Resultado(1) Utilização(

2) Capacidad

e Resultado(1) Utilização(

2)

Refinarias (mil barris por dia)

(mil barris por dia) (%)

mil barris por dia)

mil barris por dia) (%)

mil barris por dia)

(mil barris por dia) (%)

Paulínia .................................................... 365 341 93 365 320 88 365 351 96 Landulpho Alves (8) ............................... 323 261 81 332 249 75 323 237 73 Duque de Caxias (8) ............................... 242 254 105 275 242 88 242 230 95 Henrique Lage......................................... 251 211 84 251 241 96 251 236 94 Alberto Pasqualini(3).............................. 189 114 60 189 116 61 189 103 54 Pres. Getúlio Vargas(4) .......................... 189 183 97 189 186 98 189 165 87 Pres. Bernardes........................................ 170 163 96 170 157 92 170 154 91 Gabriel Passos ......................................... 151 136 90 151 131 87 151 132 87 Manaus .................................................... 46 36 78 46 44 96 46 45 98 Capuava ................................................... 53 40 76 53 35 66 53 46 87 Fortaleza .................................................. 7 7 100 6 5 83 6 5 83

Total brasileiro (9)............................ 1.986 1746 88 2.027 1.726 85 1.985 1.704 86 Pasadena (9) 100 91 91 Gualberto Villarroel(5)................... 40 24 60 40 25 63 40 22 55 Ricardo Eliçabe(6) .......................... 31 30 97 31 26 84 31 30 98 Guillermo Elder Bell(5).................. 20 16 80 20 16 80 20 16 80 San Lorenzo (6)............................... 50 33 66 38 37 97 38 33 89 Del Norte (7) ................................... 26 17 65 — — — — — — Total International........................... 241 194 81 129 104 81 129 101 78

Total ................................................. 2.227 1.940 87 2.156 1.830 85 2.114 1.805 85

(1) O resultado não inclui refugo ou qualquer resíduo reprocessado. (2) A utilização foi calculada com base somente no petróleo e LGN. (3) Detemos 70% dessa refinaria. (4) Em virtude das melhorias à planta de petróleo dessa refinaria, seu resultado pode, neste momento, exceder levemente a

capacidade identificada originalmente registrada e reconhecida pela Agência Nacional do Petróleo no Brasil em 2003. (5) Localizada na Bolívia. (6) Localizada na Argentina. (7) Localizada na Argentina. As estatísticas da Del Norte não estão incluídas já que detemos apenas 28,5% dessa refinaria. (8) Inclui a Capacidade de LGN (mil barris por dia): Landulpho Alves = 9, Duque de Caixas = 33 em 2005 (9) Localizada nos Estados Unidos. Adquirimos 50% dessa refinaria em setembro de 2006 e iniciamos as operações em

outubro de 2006. Não estamos incluindo as informações do ano completo, ao invés, os valores dos últimos três meses apenas para o cálculo da média.

Operamos nossas refinarias, à medida que for possível, para satisfazer a demanda brasileira. O Brasil

demanda uma quantidade proporcionalmente alta de diesel, em relação à gasolina, que, juntos, representam mais da metade de nossa produção. Em virtude de operarmos refinarias para maximizar o resultado do óleo diesel para o qual a demanda no Brasil é maior do que nossa produção interna, produzimos volumes de gasolina e óleo combustível superiores à demanda brasileira e esse excedente deve ser exportado.

A demanda do Brasil por derivados tem sido relativamente constante nos últimos três anos, porém, continuamos a aumentar o resultado de nossas refinarias, dessa forma reduzindo a quantidade de produtos que devemos importar para atender à demanda. Também aumentamos nossas exportações de produtos refinados. A tabela a seguir estabelece nosso volume de produção doméstica para nossos principais derivados em 2006, 2005 e 2004:

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VOLUME DE PRODUÇÃO DOMÉSTICA DE DERIVADOS

2006 % 2005 % 2004 %

(mil barris por dia)



Produto.............................................................. Diesel.................................................................. 665,8 37,8 660,1 38,0 657,0 38,7 Gasolina ............................................................. 345,3 19,5 324,5 18,7 292,8 17,3 Óleo combustível............................................... 259,0 14,7 257,8 14,9 279,9 16,5 Nafta e combustível para aeronaves................. 212,1 12,0 218,5 12,6 220,2 13,0 Outros................................................................ 281,4 16,0 274,3 15,8 245,7 14,5

Total........................................................ 1.763,6 100,0 1.735,2 100,0 1.695,6 100,0

Investimentos e Aprimoramentos em Refinarias

Nos anos recentes, fizemos investimentos em nossos ativos de refinaria para melhorar os rendimentos de destilados médios e mais leves, que, normalmente, geram vendas com margem mais alta e reduzem a necessidade de importar esses produtos. Nossa principal estratégia a respeito das operações de refinaria é maximizar a produção doméstica de petróleo. Como o petróleo pesado doméstico produz uma proporção mais alta de óleo combustível para cada barril de petróleo processado, espera-se que a produção de óleo combustível permaneça relativamente constante já que a produção adicional brasileira de petróleo compensa o novo investimento na capacidade de conversão e a produção de coque que pode ser convertido em produtos destilados médios.

Planejamos investir em projetos de refinaria destinados a:

• aumentar o valor do petróleo brasileiro aumentando a capacidade de refinar quantidades maiores de petróleo mais pesado que é produzida domesticamente;

• aumentar a produção de derivados exigida pelo mercado brasileiro que atualmente temos que importar, tais como o diesel;

• aprimorar a qualidade da gasolina e do diesel para cumprir os regulamentos ambientais mais rígidos que atualmente estão sendo implementados; e

• reduzir emissões e correntes poluentes.

Principais Projetos de Refinaria

Incluídos em nosso Plano Estratégico estão vários dos aprimoramentos às principais refinarias. Nossos principais investimentos são, em geral, em (1) unidade de coqueamento para converter adicionalmente óleo pesado em destilados médios ou (2) unidades de hidrotratamento que reduzem enxofre para produzir produtos que cumprem os padrões internacionais. Acreditamos que nossas unidades de hidrotratamento tornarão possível oferecer óleo diesel contendo um máximo de conteúdo de enxofre de 0,05% (iniciando em 2009), dessa forma cumprindo os padrões ambientais mais rigorosos que estão sendo implementados de acordo com as leis brasileiras. As principais refinarias e investimentos planejados (2007 – 2011) são os seguintes:

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Refinaria Objetivo Alberto Pasqualini (REFAP) Unidades para aprimorar a qualidade da gasolina e do diesel. Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR) Expansão e adaptação metalúrgica da unidade de destilação

existente para aumentar o processamento de óleo pesado, a instalação de uma unidade de coqueamento, expansão da unidade de refino existente e unidades para melhorar a qualidade do diesel e da gasolina, e a criação de uma unidade de propileno.

Henrique Lage (REVAP) Adaptação metalúrgica da unidade de destilação existente para

aumentar o processamento de óleo pesado, instalação de uma unidade de coqueamento e unidades para melhorar a qualidade do diesel e da gasolina, e a criação de uma unidade de propileno.

Refinaria Paulínia (REPLAN) Adaptação metalúrgica da unidade de destilação existente para

aumentar o processamento de óleo pesado, instalação de uma unidade de coqueamento e unidades para melhorar a qualidade do diesel e da gasolina, e a criação de uma unidade de propileno.

Landulpho Alves (RLAM) Expansão e adaptação metalúrgica da unidade de destilação

existente para aumentar o processamento de óleo pesado, a instalação de uma unidade de coqueamento, expansão da unidade de refino existente e unidades para melhorar a qualidade do diesel e da gasolina.

Refinaria Duque de Caxias (REDUC) Adaptação metalúrgica da unidade de destilação existente para

aumentar o processamento de óleo pesado, expansão da unidade de refino existente, instalação de uma unidade de óleo lubrificante, instalação de uma unidade de coqueamento e unidades para melhorar a qualidade do diesel e da gasolina.

Refinaria Gabriel Passos (REGAP) Adaptação metalúrgica da unidade de destilação existente para

aumentar o processamento de óleo pesado, instalação de uma unidade de coqueamento, unidade para melhorar a qualidade do diesel e da gasolina, e criação de uma unidade de propileno.

Refinaria Presidente Bernardes (RPBC) Expansão e adaptação metalúrgica da unidade de destilação

existente para aumentar o processamento de óleo pesado, instalação de uma unidade de coqueamento, unidade para melhorar a qualidade do diesel e da gasolina.

Refinaria Capuava (RECAP) Aprimoramento da qualidade do diesel e da gasolina. Refinaria Isaac Sabbá (REMAN)

Unidade de craqueamento catalítico e unidades para aprimorar a qualidade do diesel e da gasolina.

Lubrificantes e Derivados do Nordeste (LUBNOR) Unidades para aprimorar a produção de óleo lubrificante. Além das refinarias mencionadas acima, nosso Plano de Negócios de 2007-2011 prevê investimentos na Nova refinaria Abreu Lima, a ser instalada em Pernambuco, e que se espera que inicie as operações em 2011.

Importações

Durante 2006 continuamos a importar petróleo e derivados em virtude de a produção doméstica não ter sido suficiente para atender à demanda brasileira de certos produtos. Além disso, em virtude do volume de nossas reservas domésticas consistir em petróleo pesado, precisamos importar petróleos mais leves para criar um mix adequado de óleos para atender à demanda brasileira e permitir o refino por nossas refinarias.

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O petróleo importado é transferido para nossas refinarias para armazenagem e processamento, com uma pequena porcentagem sendo vendida para duas outras refinarias brasileiras. Os derivados importados são vendidos para o mercado de varejo no Brasil pelos distribuidores, incluindo a nossa subsidiária BR.

O volume médio diário de nossas importações de petróleo aumentou para 370 mil barris por dia em 2006, em comparação aos 352 mil barris por dia em 2005 em virtude do aumento na demanda no mercado brasileiro.

A tabela a seguir apresenta a porcentagem de petróleo que importamos durante cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004 por região.

IMPORTAÇÕES DE PETRÓLEO POR REGIÃO

2006 2005 2004

Volume (%) Região África................................................................................................. 70,6% 67,5% 73,4% Oriente Médio.................................................................................... 27,9 29,4 24,2 América do Sul e Central/Caribe....................................................... 1,5 3,1 2,4 Oceania .............................................................................................. 0,0 0,0 0,0 Europa ............................................................................................... 0,0 0,0 0,0

Total ........................................................................................ 100,0% 100,0% 100,0%

Em 2006, nossos custos totais de importações de petróleo de todas essas regiões foi de US$ 7.007 milhões, em comparação aos US$ 6.035 milhões em 2005 e US$ 5.191 milhões em 2004.

As importações de derivados aumentaram para 118 mil barris por dia em 2006, em comparação aos 94 mil barris por dia em 2005 e 110 mil barris por dia em 2004, principalmente como resultado do aumento do consumo doméstico. Para os destilados, o aumento nos valores importados é resultado do aumento do consumo no mercado brasileito. Para a nafta, a redução é resultado do aumento nas importações pelas empresas petroquímicas. A tabela a seguir estabelece o volume de derivados importados durante cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:

IMPORTAÇÕES DE DERIVADOS

2006 2005 2004 Volume (Mbbl) Derivados GLP ................................................................................................... 9.936 6.268 11.537 Destilados(1)...................................................................................... 20.287 16.740 16.879 Nafta .................................................................................................. 7.329 8.243 7.231 Outros(2)............................................................................................ 5.550 3.523 4.487 Total ........................................................................................ 43.102 34.774 40.134

(1) Inclui gasolina, óleo diesel e algumas frações intermediárias. (2) Inclui óleo combustível, Etanol, Metanol, LGN argeliano e outros.

Em 2006, nossos custos totais de importações de derivados, mensurado em uma base CIF [custo, seguro e frete], foi de US$ 3.692 milhões, em comparação aos US$ 2.108 milhões em 2005 e US$ 1.721 milhões em 2004. Para análise de volumes de importação e preços, consultar o Item 5. “Análise Operacional e Financeira e Perspectivas — Volumes de Vendas e Preços — Volumes de Importação e Preços.”

Exportações

Também exportamos a parte de derivados processada por nossas refinarias que excede a demanda brasileira. Além disso, exportamos petróleo doméstico que não somos capazes de processar em nossas refinarias em virtude da capacidade limitada de conversão. Nosso total de exportações aumentou para 214 milhões de barris em

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2006 dos 193 milhões de barris em 2005 como resultado do aumento na produção de petróleos domésticos e no ajuste na demanda local por produtos de qualidade superior. A tabela a seguir estabelece os volumes de derivados que exportamos durante cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:

EXPORTAÇÕES DE ÓLEO E DERIVADOS (1)

2006 2005 2004 (Mbbl) Petróleo ..............................................................................................122.279 96.155 66.319 Óleo Combustível (incluindo bunker)................................................61.351 63.896 107.104 Gasolina .............................................................................................16.018 17.240 11.510 Outros (2)...........................................................................................12.562 9.716 1.288 Total.........................................................................................212.210 187.007 186.221

(1) O valor inclui as vendas feitas pela PifCo para terceiros não coligados, incluindo vendas de petróleo e derivados comprados internacionalmente.

(2) Not including fertilizers.

O total do valor de nossas exportações de petróleo e derivados, mensurado em uma base FOB [livre a bordo], foi de US$ 11.989 milhões em 2005, US$ 8.938 milhões em 2005 e US$ 5.923 milhões em 2004.

Transporte

A Lei do Petróleo exige que uma empresa separada opere e administre a rede de transporte para petróleo, derivados e gás natural no Brasil, de forma que criamos uma subsidiária integral, a Transpetro, em 1998 para construir e administrar nossos navios, dutos e terminais marítimos e lidar com diversas outras atividades de transporte. Em maio de 2000, a Transpetro também assumiu a operação de nossa rede de transporte e terminais de armazenagem para cumprir as exigências legais. Em 1o de outubro de 2001, com a aprovação da ANP, esses dutos e terminais foram arrendados para a Transpetro, que começou a oferecer seus serviços de transporte para a Petrobras e para terceiros. Na qualidade de proprietária das instalações arrendadas para a Transpetro, mantemos o direito de preferência para seus embarques, com base no nível histórico de transporte atribuído a cada duto, formalmente atribuído pela ANP. A capacidade excedente está disponível para terceiros em uma base não discriminatória e em termos e condições iguais.

Antes da promulgação da Lei do Petróleo, éramos a única empresa autorizada a embarcar derivados para e do Brasil e deter e operar dutos brasileiros. De acordo com a Lei do Petróleo, a ANP agora tem o poder de autorizar qualquer empresa ou consórcio constituído de acordo com as leis brasileiras a transportar petróleo, derivados e gás natural para uso no mercado brasileiro ou em relação a atividades de importação e exportação, e construir instalações para uso em qualquer uma dessas atividades. A Lei do Petróleo também previu a base para a concorrência aberta na construção e operação de instalações de dutos.

Dutos e Terminais

Detemos, operamos e mantemos uma extensa rede de dutos de petróleo e gás natural ligando nossos terminais às refinarias e outros pontos de distribuição principal por todo o Brasil. Em 31 de dezembro de 2006, nossos dutos em mar e em terra de petróleo e derivados totalizaram 6.280 milhas ou 10.104 quilômetros de extensão, nossos dutos de gás natural totalizaram aproximadamente 6.073 milhas ou 9.771 quilômetros de extensão, incluindo o lado brasileiro (1.612 milhas ou 2.593 quilômetros) do duto Bolívia-Brasil, e nossos dutos flexíveis totalizaram 2.032 milhas ou 3.269 quilômetros de extensão.

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GASODUTOS NO BRASIL

Transmissão da Rede de Gasodutos do Brasil 08 de fevereiro de 2007, Rio de Janeiro

Produzido pela PETROBRAS GE-OP/LOGÍSTICA Para obter outras informações: http://gasodutos.pet robras.com.br

Legenda Gasoduto País

Admin.

Em construção

Em operação Gasoduto

Sistema de Coordenação Geográfica [ilegível]: SA/D69

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ÓLEODUTOS DE PETRÓLEO E DERIVADOS NO BRASIL

Um projeto importante para o carregamento marítimo de petróleo na Bacia de Campos é o Plano Diretor de Escoamento e Tratamento - PDET, que consiste em uma plataforma fixa (PRA-1) ligada a cinco plataformas de produção marítima por dutos que transferirão o petróleo dessas plataformas para uma plataforma flutuante de armazenamento e transferência de petróleo (FSO) e duas monobóias, que, por sua vez, facilitarão a transferência do petróleo para navios aliviadores ou a exportação do petróleo para outros países. Os navios aliviadores transportarão o óleo para os terminais no Sudeste onde ele será bombeado para os dutos existentes em terra ligados às refinarias no Rio de Janeiro, em Minas Gerais e São Paulo. O projeto PDET custará aproximadamente US$ 1.270 bilhões e espera-se que inicie sua operação comercial no segundo semestre de 2007. Esse projeto permitirá um aumento do fluxo de óleo produzido na Bacia de Campos para até 630 mil barris por dia. A plataforma PRA-1 foi instalada no mar em janeiro de 2007 e estão sendo feitas preparações para conectar a plataforma aos dutos submarinos

A Transpetro também opera 44 terminais de armazenagem – 24 marítimos e outros 20 pátios de tanques - com capacidade nominal total de 65,0 milhões de barris de óleo equivalente. Em 31 de dezembro de 2006, a capacidade de tancagem nesses terminais consistia em 35,2 milhões de barris de petróleo, 27,3 milhões de barris de derivados e álcool combustível e 2,5 milhões de barris de GLP. Os terminais marítimos da Transpetro operam uma média de 5.000 navios por ano

A Transpetro está atualmente avaliando alternativas para aprimorar a eficiência de seu sistema de transporte, incluindo aprimoramentos ao monitoramento e controle da rede de dutos pela implementação gradual de um sistema de controle de supervisão e aquisição de dados, que, quando concluído, monitorará os dutos e as instalações de armazenagem localizados em todo o país.

A Transpetro implementou a primeira fase do projeto e inaugurou um centro operacional e de controle centralizado em junho de 2002, em sua sede no Rio de Janeiro. Atualmente, há uma estação mestre de back-up nacional e duas estações mestres regionais conectadas por comunicação por satélite. Os pátios de tanques e as estações de bombeamento são equipados com mini-estações ligadas às estações mestres regionais. Além disso, a Transpetro está investindo no desenvolvimento de um Programa de Integridade de Dutos para garantir a integridade e a segurança de suas operações de dutos.

EM OPERAÇÃO

REFINARIA

TERMINAL

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Embarcações

Em 31 de dezembro de 2006, nossa frota consistia nos seguintes 53 navios (46 próprios e 7 afretados a casco nu), dos quais 32 são de casco simples e 21 são de casco duplo:

NAVIOS PRÓPRIOS/AFRETADOS A CASCO NU

Número Capacidade

(tonelagem de porte em milhares) Tipo de Navio Petroleiros............................................................ 45 2.592,3 Embarcações para gás liquefeito de petróleo....... 6 40,2 Embarcações do tipo AHTS (Anchor Handling

Tug Supply – Rebocadores de Apoio e Ancoramento) ................................................. 1 2,2

Unidades FSO (Floating, Storage e Offloading – Unidade Flutuante, de Transferência e Estocagem)...................................................... 1 28,9

Total .......................................................... 53 2.663,6

Esses navios são operados atualmente pela Transpetro e suas atividades estão concentradas principalmente

na costa brasileira, América do Sul (Venezuela e Argentina), Mar Mediterrâneo, Mar do Caribe, Golfo do México, Oeste da África e Golfo Pérsico. Os navios de casco simples operam somente em áreas nas quais a legislação ambiental permite, incluindo Brasil, Venezuela, Argentina e Costa Oeste da África. Os navios de casco duplo operam em outros locais internacionais de acordo com as leis aplicáveis. Nossas operações marítimas dão suporte ao transporte de petróleo dos sistemas de produção no mar, nossas importações e exportações de petróleo e derivados e nosso comércio costeiro. Em 2006, a Transpetro aumentou as operações de aliviamento na Bacia de Campos por um navio afretado a casco nu, de casco duplo, posicionado de forma dinâmica com capacidade de 1 milhão de barris. Em 2007, mais dois navios do mesmo tipo e mesmo comércio serão incorporados. Nosso Plano de Negócios prevê um investimento de US$ 2,8 bilhões para renovar nossa frota, acrescentando 42 navios até 2011. A tabela abaixo estabelece os tipos de produtos e as quantidades desses produtos que transportamos durante cada um dos anos indicados.

PRODUTOS E QUANTIDADES TRANSPORTADOS

2006 2005 2004 (milhões de toneladas) Produto Petróleo ................................................................................................ 106,85 92,38 88,4 Derivados ............................................................................................. 39,76 40,42 34,0 Álcool combustível .............................................................................. 0,08 0,04 — Total..................................................................................................... 146,69 132,84 122,4

Porcentagem transportada por nossa frota própria/afretada a casco nu 40,3% 43% 45,1% Transporte costeiro como porcentagem da tonelagem total ................. 65% 67% 61,1%

A tonelagem média afretada mensal em 2006 totalizou 8,6 milhões de toneladas de porte, em comparação

aos 5,9 milhões de toneladas de porte em 2005 e 4,6 milhões de toneladas de porte em 2004. A tonelagem afretada é continuamente ajustada às nossas necessidades para a redução geral do custo de abastecimento de mercado. Nosso custo anual total para os afretamentos de navios foi de US$ 1.348,28 milhões em 2006, US$ 972,01 milhões em 2005 e US$ 701 milhões em 2004.

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Petroquímicos

Conduzimos atividades petroquímicas, com exceção das vendas de nafta, por nossa subsidiária, Petrobras Química S.A., ou pela Petroquisa. A Petroquisa é uma sociedade holding com participações em nove empresas petroquímicas operacionais envolvidas na produção e venda de produtos petroquímicos básicos e utilitários. Em 31 de dezembro de 2006, a porcentagem de nossa participação do total do capital desses investimentos variava de 8,27% a 85,04% e a porcentagem de nossa participação do capital com direito a voto dessas empresas variava de 9,81% a 70,45%. O valor contábil total desses investimentos era US$ 924 milhões em 31 de dezembro de 2006. A maior parte dessas participações era de participação minoritária com direito a voto. Nosso patrimônio líquido nessas empresas aumentou em US$ 12 milhões entre 31 de dezembro de 2005 e 31 de dezembro de 2006

Os acionistas na Assembléia Geral Extraordinária realizada em 1º de junho de 2006 aprovaram a incorporação de ações na Petroquisa por nós, de acordo com a nova ratificação do Protocolo de Fusão e Incorporação da transação de incorporação de ações executada por duas empresas. Nosso Conselho de Administração aprovou a emissão de 886.670 de nossas ações preferenciais com relação à incorporação de ações da Petroquisa por nós. Detínhamos 99,99% das ações da Petroquisa antes dessa incorporação.

Para implementar a transação, a relação de troca das ações a ser usada teve como base o valor do patrimônio líquido de ambas as empresas na data base de 31 de dezembro de 2005, quando 4,496 ações preferenciais emitidas por nós foram atribuídas a cada lote de 1.000 ações ordinárias ou preferenciais emitidas pela Petroquisa. Como resultado, os acionistas minoritários da Petroquisa se tornaram nossos acionistas.

Nenhum de nossos acionistas tinha declarado sua intenção de exercer o direito de retirada até o prazo final legal de 7 de julho de 2006. Cinco dos acionistas da Petroquisa, com uma participação total de 1.015.910 ações, exerceram o direito de retirada até o prazo final estabelecido (5 de julho de 2006) e foram reembolsados à taxa de R$153,47 (US$ 71) por lote de 1.000 ações, usando os recursos fornecidos pela Petroquisa, em 10 de julho de 2006. A Petrobras, então, adquiriu as ações pelo mesmo preço, dessa forma transferindo a titularidade.

A matéria prima básica de fornecimento usada no setor petroquímico no Brasil é a nafta. Até 2001, éramos os únicos fornecedores de nafta para o setor petroquímico do Brasil. Após a mudança nos regulamentos em 2002, o setor petroquímico começou a importar nafta diretamente. Em 2006, o setor importou aproximadamente 30% de suas necessidades de nafta, e fornecemos o restante a partir de nossas operações de refino.

Atualmente esperamos manter uma presença no setor de petroquímicos principalmente pela participação nos projetos integrados com nossas refinarias. Esperamos que nossos investimentos seletivos em petroquímicos consolidarão nosso investimento em toda a cadeia de valor e ajudarão a integrar nossos produtos básicos e de refino. Apesar de termos vendidos algumas participações na área petroquímica no passado, planejamos aumentar o atual nível de investimentos como parte de nossa estratégia de refino e distribuição.

Em 31 de março de 2006, a construção da Rio Polímeros S.A (Complexo Químico de Gás), localizada próxima à nossa Refinaria Duque de Caxias (REDUC) foi finalizada e a planta entrou em operação, após a conclusão da fase pré-operacional. O complexo tem uma capacidade de planta nominal de 540.000 toneladas por ano de polietileno e 79.000 toneladas por ano de propileno produzido a partir do etano e do propano extraído do gás natural originado na Bacia de Campos. A Petroquisa detém uma participação de 16,7% do capital com direito a voto e preferencial na Rio Polímeros. Além da Petroquisa, os três outros investidores são a BNDESPAR e duas empresas petroquímicas brasileiras privadas líderes, Suzano e Unipar.

Nossa estratégia no campo de petroquímicos é expandir de forma seletiva nossa presença no mercado de petroquímicos. De acordo com nosso Plano de Negócios de 2007-2011, investiremos aproximadamente US$ 3,2 bilhões em nossas operações petroquímicas no Brasil. Esse investimento visará o aumento da produção de diversos petroquímicos básicos e intermediários, tais como etileno, propileno, benzeno, para-xileno, ácido acrílico, ácido tereftálico purificado (PTA) e estirenos, bem como resinas plásticas, incluindo polietileno, polipropileno, PET e estireno. Esses projetos serão realizados com outros parceiros.

Além disso, nosso portfolio de projetos de petroquímicos inclui a construção de um complexo petroquímico denominado COMPERJ. Esse complexo integrará unidades de refinaria e instalações petroquímicas para produzir

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matérias-primas petroquímicas tais como etileno, propileno, aromáticos e seus derivativos petroquímicos, tais como polietileno e polipropileno, para abastecer a crescente demanda por esses produtos no mercado brasileiro. Estamos atualmente desenvolvendo o projeto básico para esse complexo petroquímico.

A planta, com uma capacidade prevista para processar 150 mil barris por dia de óleo pesado, produzirá, além de diversos petroquímicos, algumas quantidades de coque, óleo diesel e nafta. A conversão de óleo pesado em petroquímicos é possível em virtude de nossa tecnologia exclusiva inovadora, denominada Petrochemical FCC, desenvolvida por nós em nosso Centro de Pesquisa e Desenvolvimento. O investimento estimado total nessa planta é de US$ 8,3 bilhões. Espera-se que o COMPERJ inicie as operações em 2012.

Em 16 de setembro de 2005, a Petroquisa e a Braskem constituíram a Petroquímica Paulínia S.A. — PPSA, uma joint venture entre as duas empresas, contribuindo com 40% e 60% do capital da empresa, respectivamente. O objeto da PPSA é implementar a unidade de polipropileno em Paulínia-SP e usar o propileno de polímero fornecido por nós como matéria-prima para suas operações, com capacidade de 300 mil toneladas por ano e um investimento global estimado em US$ 328 milhões. As operações comerciais são projetadas para iniciar no primeiro trimestre de 2008. Até hoje, a Petroquisa investiu R$ 52 milhões.

Em 28 de novembro de 2005, a Petroquisa, a Mossi & Ghisolfi e a Citene assinaram um Memorando de Entendimento no qual a Mossi & Ghisolfi e a Citene concordaram em conduzir um estudo de viabilidade em relação ao desenvolvimento de uma Planta de Ácido Tereftálico Purificado em Pernambuco. O estudo mostrou resultados favoráveis. Em março de 2006, a Petroquisa e a Citene assinaram um novo memorando a respeito da criação de uma empresa para implementar o projeto e a Mossi & Ghisolfi se retirou do projeto. A Companhia Petroquímica de Pernambuco-PETROQUÍMICASUAPE administrará o projeto. A planta terá uma capacidade de 640 mil toneladas por ano. Estamos projetando que um investimento de US$ 542 milhões até 2009 será necessário para esse projeto, como uma estimativa dos custos até a entrada em operação da planta em 2009.

Fertilizantes

Continuamos a modernizar nossas plantas de produção de fertilizantes e desenvolver novos projetos para aumentar a produção de nitrogenato e expandir as operações nessa área. Em 2006, as vendas de amônia e uréia geraram uma receita bruta de US$ 350 milhões, um aumento de 6% comparado a 2005.

Em 2006, investimos um total de R$ 92 milhões em nossas duas fábricas de fertilizantes na Bahia e em Sergipe para melhorar sua confiabilidade operacional, a logística, a qualidade de produto e Health, Safety and Environment (HSE) – SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde). A construção de um novo armazém em Sergipe com uma capacidade de 30 mil toneladas de uréia quase dobrou a capacidade de armazenagem da unidade e aumentou muito sua flexibilidade logística.

As fábricas na Bahia e em Sergipe venderam 213 mil toneladas de amônia no mercado doméstico em 2006, seu quinto ano consecutivo de aumento contínuo. Também continuamos como líderes no mercado doméstico para fertilizantes de uréia, com vendas de 710 mil toneladas em 2006. Os investimentos em confiabilidade operacional na planta da Bahia levaram ao mais alto nível de produção dessa planta – 285 mil toneladas – nos últimos sete anos.

Em 2007, esperamos abrir uma unidade de granulação de uréia na fábrica de Sergipe com uma capacidade de produção prevista de 600 toneladas por dia. Para reduzir e possivelmente eliminar nossa necessidade de importar fertilizantes nitrogenados, também estamos planejando a construção de uma nova planta industrial – UFN-3 – que usa gás natural como matéria-prima. A unidade, que estimamos que custará aproximadamente US$ 822 milhões, terá uma capacidade de produção estimada de 1 milhão de toneladas de uréia e 760 mil toneladas de amônia por ano a partir de 2012.

Distribuição


Pela Petrobras Distribuidora S.A., ou BR, distribuímos derivados, biodiesel e álcool combustível para clientes varejistas, comerciais e industriais em todo o Brasil. Nossas operações têm o suporte da capacidade de

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tancagem de aproximadamente 2,3 milhões de barris de óleo equivalente, em 127 instalações de armazenagem e 104 depósitos de produtos de aviação em aeroportos em todo o Brasil.

Nossas principais estratégias na distribuição e comercialização são:

• nos tornarmos líderes no mercado brasileiro para derivativos de petróleo e biocombustíveis, maximizando a participação de mercado e lucratividade;

• nos posicionarmos como a melhor marca aos olhos do consumidos oferecendo excelentes produtos e serviços; e

• coordenar nossos negócios no setor de energia com nossas outras atividades e por fim expandir o mercado para derivativos e biocombustíveis.

Em 2005, a Liquigás Distribuidora se tornou o nome oficial de nossa empresa de distribuição de gás liquefeito de petróleo, ou GLP, anteriormente denominada Agip do Brasil S.A. e Sophia do Brasil S.A. A Agip do Brasil S.A. foi adquirida em agosto de 2004 para expandir nossa participação no setor de distribuição de GLP e para consolidar nossa presença no mercado de distribuição. No final de 2006, a Liquigás Distribuidora tinha 21,7% de participação de mercado e estava classificada em terceiro lugar no mercado de distribuição de GLP com base no volume de vendas de acordo com o Sindigás (Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Gás Liquefeito de Petróleo).

Em 2006, vendemos 607,8 milhões de barris de derivados para clientes atacadistas, com a gasolina e o óleo diesel representando aproximadamente 41,96% dessas vendas. Do nosso total de vendas em 2006, 171,1 milhões de barris de derivados foram fornecidos para a BR para comercialização no varejo. A tabela a seguir estabelece nossas vendas de derivados para clientes atacadistas e distribuidores varejistas em cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:

VENDAS DE DERIVADOS

2006 2005 2004 Produto


Diesel .................................................................. 230,9 228,1 224,9 Gasolina .............................................................. 120,0 114,3 104,8 Óleo combustível ................................................ 94,3 77,2 106,1 Nafta e combustível para aeronaves.................... 82,3 79,3 81,5 Outros 361,8 343,5 129,1

Total ............................................................... 889,3 842,4 646,4

Clientes

Atacadistas Diesel ...................................................... 110,8 105,5 106,6 Gasolina .................................................. 46,5 43,0 42,9 Outros...................................................... 24,6 25,4 25,6

Total de atacadistas ...................................... 181,9 173,9 175,1

Distribuidores varejistas

BR ........................................................... 159,5 157,8 145,1 Terceiros ................................................. 547,9 510,7 326,2

Total de distribuidores varejistas................ 707,4 668,5 471,3 Total de clientes................................................. 889,3 842,4 646,4

Varejo

Em 31 de dezembro de 2006, nossa rede de vendas no Brasil incluía 6.554 estações de serviço de varejo em comparação aos 6.933 em 31 de dezembro de 2005, e consistia em aproximadamente 18% do número total de estações de serviço no Brasil, todas sob o nome de marca “BR”. Mais de 65% dessas estações BR estão localizadas

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nas regiões Sul e Sudeste do Brasil, onde mais de 57,2% da população total do Brasil de 188 milhões reside. Dessas 6.554 estações de serviço, 5.870 eram estações ativas e a BR detinha 638. Conforme exigido pelas leis brasileiras, a BR subcontrata a operação de todas as suas estações de serviço para terceiros. As outras 5.232 estações de serviço eram detidas e operadas por distribuidores, que usam o nome de marca BR sob licença e tem a BR como seu fornecedor exclusivo. A BR fornece suporte técnico, treinamento e propaganda e publicidade para sua rede de estações de serviço.

Em 2006, 355 de nossas estações de serviço também venderam gás natural para veículos, em comparação às 295 em 2005 e 245 em 2004. As vendas dessas estações consistiram em 19.246 milhões de pés cúbicos (545 milhões de metros cúbicos) em 2006, representando 23,7% da participação de mercado brasileira, 17.198milhões de pés cúbicos (487 milhões de metros cúbicos) em 2005, representando 25,1% da participação de mercado brasileira e 15.008 milhões de pés cúbicos (425 milhões de metros cúbicos) em 2004, representando 27% da participação de mercado brasileira.

A introdução de biodiesel foi uma das realizações da BR em 2006. Alinhada à sua estratégia de ser a marca favorita dos consumidores e agregando valor à Petrobras, a BR Distribuidora entregou o produto para 3.740 estações de serviço e 2.380 principais consumidores em todo o país, totalizando 2.222.000 m3 de B2. Em 2005, a BR detinha 2 estações de serviço que vendiam biodiesel, totalizando 820 m3. Até junho de 2007, espera-se que o biodiesel seja vendido em todas as estações de serviço BR.

A tabela abaixo estabelece a participação de mercado (com base no volume) para vendas no varejo de diferentes produtos no Brasil em cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:

PARTICIPAÇÃO DE MERCADO DA BR NA DISTRIBUIÇÃO

2006 2005 2004 Óleo combustível ......................... 69,4% 64,8% 64,4% Diesel ........................................... 31,6% 31,9% 28,6% Gasolina ....................................... 25,0% 25,0% 22,1% Álcool combustível ...................... 34,0% 32,2% 31,2%

Total................................... 33,6% 33,8% 31,6%

Os preços para varejistas em geral tendem a permanecer consistentes entre os distribuidores concorrentes, especialmente em virtude da baixa margem no setor. Portanto, a concorrência entre os distribuidores continua a ter como base principal a qualidade do produto, serviço e imagem.

Durante 2006 aproximadamente 26,3% das vendas no varejo em estações de serviço no Brasil foram feitas por empresas BR próprias ou franqueadas. Acreditamos que nossa posição de participação de mercado tenha permanecido forte durante os últimos anos em virtude do reconhecimento da força da marca BR, da remodelagem das estações de serviço e do acréscimo de centros de lubrificação e lojas de conveniência.

Em 1996, a BR criou o programa “De olho no Combustível”, que é um programa de certificação destinado a garantir que os combustíveis vendidos para consumidores finais em redes de estação de serviço sejam idênticos no conteúdo aos combustíveis originados de nossas refinarias. Já certificamos 4.778 estações de serviço nesse programa.

O mercado de varejo para gasolina e óleo diesel no Brasil é altamente competitivo e esperamos que os preços estejam sujeitos a uma pressão contínua. Conseqüentemente, pretendemos confiar na forte imagem de marca que estabelecemos no Brasil para aumentar a lucratividade e fidelidade do cliente.

Participamos do setor de varejo na Argentina, onde detemos atualmente 719 estações de serviço de varejo que operam com os nomes de marca Petrobras (492 estações), Eg3 (190 estações) e San Lorenzo (37 estações). Também temos uma participação no setor de varejo na Bolívia, Colômbia, Paraguai e Uruguai, com 26, 47, 131 e 89 estações de serviço de varejo respectivamente.

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Comercial e Industrial

Distribuímos derivados para clientes comerciais e industriais pela BR. Nossos principais clientes são empresas de aviação, transporte e serviços públicos e empresas do governo, todas as quais geram uma demanda relativamente estável.

Estabelecidas abaixo estão estatísticas de vendas comerciais e industriais de cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:

VENDAS DE VAREJO COMERCIAIS E INDUSTRIAIS POR PRODUTO

Exercícios Findos em 31 de dezembro de

2006 2005 2004 (mil barris de óleo equivalente) Óleo combustível ...................... 24.195 22.850 24.649 Diesel ........................................ 77.409 78.241 70.521 Gasolina .................................... 37.640 36.690 32.147 Combustíveis para aeronaves.... 15.245 15.784 15.020 Álcool combustível ................... 5.858 5.132 4.147 Lubrificantes ............................. 1.498 1.601 1.460 Outros........................................ 26.605 24.943 22.609

Total ................................ 188.450 185.241 170.554

Gás Natural e Energia


Nossas atividades de gás natural e energia abrangem a compra, venda e transporte de gás natural produzido no Brasil ou importado para o Brasil. Além disso, essa área inclui nossas atividades de comercialização doméstica de energia elétrica bem como a participação nas empresas de transporte de gás natural, distribuidoras de gás natural estatais e privadas e usinas termoelétricas domésticas. Também estamos envolvidos no desenvolvimento de energia renovável, energia alternativa e projetos de eficiência de energia com o objetivo de reduzir as emissões de carbono resultantes de nossas atividades.

O mercado de gás natural tem crescido de forma notável no passado recente, mas espera-se taxas reduzidas de crescimento no futuro próximo em virtude das limitações no abastecimento. O governo brasileiro estimou que, em 2006, o consumo de gás natural representou aproximadamente 9,6% do uso de energia primária, em comparação aos 9,3% em 2005 e 8,9% em 2004. Esperamos que o número seja 11% até 2010. Uma parte significativa desse crescimento virá dos usuários industriais, que, motivados por preocupações ambientais e preços justos para o gás natural, substituirá o óleo combustível com o gás natural. Também espera-se que o uso de usinas de energia e o uso veicular também cresçam. Em 2006, o consumo industrial e veicular cresceu 6,3% e 19,3%, respectivamente.

Nossas principais estratégias na área de gás natural e energia são:

• Desenvolver e consolidar os negócios de gás natural de uma forma lucrativa;

• Expandir os negócios na África do Sul, especialmente com relação à rede de abastecimento para o mercado brasileiro, para aumentar nossa participação nos principais mercados de distribuição;

• Estruturar nosso sistema de abastecimento para permitir que ele continue a ser confiável, flexível e competitivo;

• Desenvolver e consolidar os negócios de energia de uma forma lucrativa, expandindo nossa participação em geração e co-geração;

• Agir de uma forma efetiva dentro da área de energia para tornar o sistema hidrotérmico mais eficiente e aproveitar as oportunidades de negócios;

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• Aproveitar as sinergias dentro dos negócios de biocombustível para expandir o mercado para nossos produtos e serviços, continuar a liderar a produção doméstica de biodiesel e aumentar nossa participação nos negócios de etanol; e

• Produzir eletricidade usando fontes renováveis, tais como energia eólica, solar, hidroenergia de pequena escala e biomassa (matérias-primas com origem biológica), e aproveitar a cooperação entre nossos negócios e os negócios de nossa subsidiária, BR.

Nossos resultados de gás natural e energia estão refletidos na área “Gás e Energia” em nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Gás Natural

Dutos

Em 1998, Desenvolvemos e construímos o gasoduto Bolívia-Brasil, que tem uma capacidade total de 1.060 milhões de pés cúbicos padrão por dia (30 milhões de metros cúbicos por dia). O gasoduto tem 1.969 milhas (3.150 quilômetros) de extensão, indo de Rio Grande na Bolívia a Porto Alegre no Sul do Brasil. O gasoduto Bolívia-Brasil está ligado ao nosso sistema de gasoduto doméstico que transporta gás natural da Bacia de Campos e da Bacia de Santos. Esse gasoduto foi projetado para fornecer gás para algumas de nossas usinas elétricas e petroquímicas.

O projeto Cabiúnas abrange as instalações de transporte e processamento de gás natural dos campos de óleo no mar na Bacia de Campos do Estado do Rio de Janeiro. Esse projeto está operando desde o segundo semestre de 2005 e aumentou a capacidade de transporte dos anteriores 290 milhões de pés cúbicos (8,2 milhões de metros cúbicos) por dia para um total de 519 milhões de pés cúbicos (14,7 milhões de metros cúbicos) por dia de gás associado, ao mesmo tempo reduzindo os volumes de gás natural atualmente queimados nas plataformas marítimas e diminuindo os existentes limites na produção de petróleo nessas plataformas. Em 2006, o volume médio diário de gás natural queimado nas plataformas marítimas da Bacia de Campos era de 118 milhões de pés cúbicos (3,338 milhões de metros cúbicos).

Avaliamos recentemente nosso portfolio de produção de gás natural, estudamos outras oportunidades, e decidimos lançar diversos projetos de produção de gás natural três anos antes do programado usando uma nova abordagem para sua implementação no Brasil. A análise também levou ao Plano de Aceleração de Produção de Gás de 2006 (PLANGÁS) envolvendo a E&P, Gas and Power and Supply, and Engineering, e CENPES e Transpetro. O PLANGÁS visava aumentar nossa participação no mercado de gás doméstico e nos auxiliar a atender a demanda crescente de gás na Região Sudeste do país, dessa forma reduzindo a dependência da região no gás importado. De forma específica, o PLANGÁS consiste em projetos interdependentes, incluindo o aumento na produção de gás da Bacia de Campos, Espírito Santo e Santos, a capacidade de processamento e compressão do Terminal Cabiúnas e ajustes e expansões nos Projetos de dutos da Malha Sudeste e GASENE, ambos em diferentes estágios de desenvolvimento e de acordo com nosso Plano de Negócios de 2007-2011. O Projeto GASENE envolve a construção de 1,4 mil quilômetros de dutos com capacidade de 20 milhões metros cúbicos por dia, conectando o Terminal Cabiúnas no Rio de Janeiro com a cidade de Catú na Bahia. O trabalho envolve o Gasoduto de Cabiúnas-Vitória (25% concluído), o Gasoduto Vitória-Cacimbas (95% concluído), e o Gasoduto Cacimbas-Catú, onde a obra começará no final de 2007. O total do investimento no Projeto GASENE totalizará aproximadamente US$ 2,2 bilhões. Em dezembro de 2006, R$1.205 bilhões já tinham sido investidos.

Estamos desenvolvendo atualmente a Malha Sudeste e Malha Nordeste. Esse projeto, que é conhecido como Projeto Malhas, criará uma capacidade adicional de transporte pela expansão da infra-estrutura existente de gás natural e abastecendo gás natural aos mercados nas regiões Nordeste e Sudeste do Brasil. Durante 2006, os projetos de expansão de dutos de gás natural da Região Nordeste (Malha NE) foram modificados em virtude da alterações em nossa estratégia de abastecimento de gás natural. No passado, a falta no nordeste de gás natural foi atendida pela importação do gás boliviano. Portanto, foi necessário investir na logística de transporte do gás para Pecém, no estado do Ceará. Em virtude da incerteza do abastecimento de gás boliviano, a Petrobras decidiu substituir parte do gás natural importado da Bolívia por GLP (Gás Liquefeito) importado de outras regiões, por meio do Projeto de GLP da Pecém.

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Como resultado, a extensão total dos gasodutos foi reduzida em aproximadamente 300 quilômetros, em áreas contínuas na região nordeste do Brasil. No final, a extensão era de aproximadamente 622 milhas (1.000 quilômetros), que está prevista para iniciar a operar durante 2006 e 2007, a um custo total de aproximadamente US$ 1,0 bilhão.

O projeto de gás da Região Norte consiste na construção de um sistema de embarque de gás natural entre

nossas áreas de produção em Urucu e a cidade de Manaus, localizado no estado do Amazonas, na região norte. Esse empreendimento consiste em três dutos: a) construção do duto de LPG Urucu-Coari (279 km de extensão e 10 polegadas de diâmetro nominal), b) conversão do duto existente entre Urucu e Coari (diâmetro nominal de 18 polegadas), e c) construção do gasoduto Coari-Manaus (383 km de extensão e diâmetro nominal de 20 polegadas). Um total de R$391 milhões foi investido em 2006 para concluir 32% do projeto.

Empresas Locais de Distribuição

Vendemos gás natural no Brasil para empresas locais de distribuição de gás, já que, de acordo com as leis brasileiras, cada estado tem o monopólio sobre a distribuição local. A maior parte dos estados constituiu empresas para atuar como distribuidoras locais de gás e temos participações em algumas dessas empresas.

Detemos atualmente, através de nossa subsidiária PETROBRAS Gás S.A. - GASPETRO, 19 participações minoritárias em empresas de distribuição de gás natural em muitos estados do Brasil. A maioria das empresas iniciou as operações. A GOIASGAS, empresa de distribuição de gás natural, entrou no grupo de empresas operacionais em novembro de 2006, quando iniciou suas operações com GLP, fornecido pela GAS LOCAL. A GAS LOCAL iniciou suas operações em agosto de 2006, vendendo GLP, como uma joint venture com a Praxair Inc. Entretanto, quatro empresas (CEBGÁS, RONGÁS, GASAP e GASMAR) ainda não iniciaram suas operações. Também, no Estado do Espírito Santo, temos o direito exclusivo de distribuir gás natural por nossa subsidiária BR.

Em 2006, as empresas de distribuição de gás nas quais temos uma participação (ALGÁS, BAHIAGÁS, CEGÁS, CEG-RIO, COMPAGÁS, COPERGÁS, MSGAS, GASPISA, PBGÁS, POTIGÁS, SCGÁS, SERGAS, SULGAS e GASMIG) detêm um total de ativos de R$ 2.411 milhões (US$ 1.128 milhões) em comparação aos R$ 2.289 milhões (US$ 978 milhões) em 2005. Os ativos são, principalmente, uma extensão total do gasoduto de 2.654 milhas (4.272 quilômetros).

Também em 2006, o volume médio de distribuição de gás das empresas nas quais temos uma participação ter sido 665.632 milhões de pés cúbicos de gás natural por dia, ou 18.849 milhões de metros cúbicos por dia aumentando em aproximadamente 1,8% no último ano. A receita operacional líquida total em 2006 foi de R$ 3,939 bilhões (US$ 1,842 bilhão) em comparação aos R$ 3,467 bilhões (US$ 1,481 bilhão) em 2005.

O lucro líquido total das empresas nas quais temos uma participação aumentou, e atingiu R$ 331,0 milhões (US$ 154,8 milhões) no ano passado em comparação aos R$ 299,0 milhões (US$ 127,8 milhões) em 2005.

Em 2006, os investimentos nas empresas nas quais temos uma participação atingiram um total de R$ 269,6 milhões (US$ 126,1 milhões) em comparação aos R$ 290,8 milhões (US$ 124,2 milhões) em 2005.

Algumas das empresas operacionais de distribuição nas quais temos uma participação celebraram contratos de abastecimento de gás de longo prazo conosco de acordo com os quais essas empresas têm obrigações de comprar gás (no caso de contratos relacionados ao gás brasileiro), e obrigações de compra de gás ship-or-pay (no caso de contratos relacionados ao gás boliviano ou com produtores de energia a gás).

A tabela a seguir estabelece nossas vendas domésticas de gás natural para empresas de distribuição coligadas e não coligadas locais em cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:

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VENDAS DOMÉSTICAS DE GÁS NATURAL PARA EMPRESAS LOCAIS DE DISTRIBUIÇÃO

Anos findos em 31 de dezembro de

2006 2005 2004 (em milhões de pés cúbicos padrão por dia) Total de vendas anuais médias (i) .......... 1.355 1.289 1.164 Crescimento de vendas anuais(i) ............ 5,2% 11% 19%

(i) O volume de gás natural vendido para empresas locais de distribuição (térmica e não térmica). Nosso consumo interno e o gás natural recebido por transferência interna não estão incluídos.

Compromissos e Contratos de Venda

Nosso investimento no gasoduto Bolívia-Brasil em 1998 foi resultado de um contrato de fornecimento de gás, ou GSA, de 1996 para a compra de gás natural entre a estatal de gás boliviana, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos –YPFB, e nós. O GSA exige que nós compremos da YPFB quantidades específicas de gás natural transportado pelo gasoduto durante um prazo de 20 anos.

Compromissos de compra de gás. De acordo com nossos contratos com a YPFB assinados em 1998 para a compra de gás natural, concordamos em comprar volumes mínimos de gás natural da Bolívia a um preço que varia com o preço do óleo combustível. Compramos e pagamos em 2006, 2005 e 2004, aproximadamente US$ 1,3 bilhões, US$ 799 milhões e US$ 544 milhões, respectivamente. Esse aumento resultou dos preços mais altos (que refletiram os preços internacionais de óleo e combustível) e o aumento nos valores importados: 24,44 milhões m3/d em 2006, em oposição aos 22,96 milhões m3/d em 2004 e 19,94 milhões m3/d em 2004. Durante 2002 e 2003, compramos menos do que os volumes mínimos estabelecidos em nosso contrato com a YPFB, e, portanto, pagamos um valor total de US$ 81 milhões para cumprir nosso compromisso de compra. Estabelecidos abaixo estão os volumes mínimos com os quais concordamos nos termos desses contratos, junto a uma estimativa dos valores que somos obrigados a pagar por esses volumes mínimos:

COMPROMISSOS DE COMPRA DE GÁS NATURAL

2007 2008 2009 2010 2011 Projeção de Petróleo Brent (1) 50 35 30 30 30 Obrigação de Volume (milhões de metros cúbicos por dia) .................................................

50 35 30 30 30

Obrigação de Volume (milhões de pés cúbicos por dia)...............................................................

24 24 24 24 24

Pagamentos estimados (milhões de US$)(1) ..... 850 850 850 850 850 1.101 884 758 740 740

(1) As projeções corporativas anunciadas em junho de 2006 no Plano de Negócios de 2007-2011.

(2) Valores calculados com base nos preços atuais estabelecidos de acordo com os contratos projetados constantes para o futuro. Os preços podem ser ajustados no futuro e os valores reais podem variar. Desses valores, 25,3% estão relacionados à Petrobras Bolívia

Em relação ao contrato de compra de gás de longo prazo (O Contrato de Abastecimento de Gás, ou "GSA") para abastecer as plantas de energia termoelétrica e para outros usos no Brasil, a Empresa celebrou um contrato, com uma produtora de gás que constituiu um instrumento financeiro derivativo de acordo com o SFAS 133. Esse contrato, o Contrato de Redução de Volatilidade do Preço de Gás Natural, (o "PVRC"), foi assinado com a finalidade de reduzir os efeitos da volatilidade de preço prevista no GSA. Os termos do PVRC incluem um collar de preço para o período de outubro de 2002 a dezembro de 2019, com a nossa empresa recebendo pagamentos em dinheiro quando o preço calculado for superior ao teto estabelecido, e a nossa empresa fazendo pagamentos em dinheiro quando o preço for inferior ao piso estabelecido, sem nenhum pagamento em dinheiro ser feito quando o preço estiver entre o teto e o piso. Em 31 de dezembro de 2005, registramos um ativo de derivativo com base no

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cálculo do valor justo totalizando US$ 547 milhões e um passivo de US$ 144 milhões, que é considerado um incentivo de compra diferido. Em virtude da nova Lei de Hidrocarbonos da Bolívia (Vide a Nota Explicativa 21 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas), a outra parte envolvida no PVRC contestou o contrato, alegando, entre outras coisas, force majeure e ônus excessivo. Em 12 de agosto de 2006, as partes concordaram em cancelar o PVRC. Como resultado, em 14 de agosto de 2006, recebemos US$ 41 milhões e baixamos as contas a receber com relação ao PVRC no valor de US$ 77 milhões. Ajustamos os ativos e passivos de valor justo com relação ao PVRC pelo registro de uma despesa financeira de US$ 328 milhões durante o primeiro trimestre de 2006 como resultado dos aumentos fiscais na Bolívia. No segundo trimestre de 2006, registramos a baixa do ativo de valor justo restante de US$ 94 milhões como conseqüência do cancelamento do contrato.

Compromissos ship-or-pay. Para dar suporte ao financiamento para o gasoduto Bolívia-Brasil, também celebramos obrigações de compra incondicionais ship-or-pay para o transporte of gás natural com a Gás Transboliviano, ou GTB e a Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil ou TBG, as empresas que detêm e operam as partes boliviana e brasileira do gasoduto, respectivamente. A parte da TBG do financiamento do gasoduto está consolidada em nosso balanço patrimonial. Nossas obrigações de volume nesses acordos ship-or-pay em geral se destinam a cumprir as obrigações de compra de gás a respeito de nossos contratos de compra de gás com a YPFB. A capacidade total de 1.060 milhões de pés cúbicos padrão por dia (30 milhões de metros cúbicos por dia) também inclui uma opção de capacidade de transporte de 212 milhões de pés cúbicos padrão por dia (6 milhões de metros cúbicos por dia), válida por um prazo de 40 anos. Essa opção de capacidade de transporte foi concedida a nós em contraprestação por nosso investimento acordado de aproximadamente US$ 379 milhões no gasoduto Bolívia-Brasil. O total estimado do custo do projeto foi de US$ 1,9 bilhão. Em 2006, 2005 e 2004, a Petrobras fez um total de pagamentos de aproximadamente US$ 483 milhões, US$ 532 milhões e US$ 348 milhões, respectivamente. Desses valores, aproximadamente US$ 473,5 milhões, US$ 302 milhões e US$ 463 milhões corresponderam, respectivamente, aos pagamentos feitos para a TBG pelo transporte de gás natural. Estabelecidos abaixo estão os volumes mínimos com os quais concordamos nos acordos ship-or-pay, junto a uma estimativa (assumindo certas alterações no Índice de Preço ao Consumidor norte-americano (IPC)) dos valores que somos obrigados a pagar por esses volumes mínimos:

COMPROMISSOS SHIP-OR-PAY DE GÁS NATURAL (TBG)

2007 2008 2009 2010

2011

Compromisso de Volume (milhões de metros cúbicos por dia)(1).....................................................

30 30 30 30 30

Compromisso de Volume (milhões de pés cúbicos por dia)(1)..................................................................

1.059 1.059 1.059 1.059 1.059

Pagamentos Estimados (milhões de US$)(1)............. 393,80 393,57 398,21 401,96 404,11

COMPROMISSOS SHIP-OR-PAY DE GÁS NATURAL (GTB)

2007 2008 2009 2010

2011

Compromisso de Volume (milhões de metros cúbicos por dia)(1).....................................................

30 30 30 30 30

Compromisso de Volume (milhões de pés cúbicos por dia)(1)..................................................................

1.059 1.059 1.059 1.059 1.059

Pagamentos Estimados (milhões de US$)(1)............. 58,49 58,79 59,08 59,37 59,67

Contratos de venda de gás natural. Considerando essas obrigações de compra de gás e ship-or-pay, celebramos ou negociamos compromissos firmes de venda de gás e ship-or-pay para vender nosso gás natural doméstico e internacional para empresas de distribuição de gás e usinas termoelétricas locais, cuja maior parte nós operamos e nas quais detemos uma participação minoritária.

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Os acordos com as usinas termoelétricas são feitos por contratos com as empresas locais de distribuição, as quais, por sua vez, celebram contratos back-to-back [modelo de contrato de transferência de direitos e obrigações de compra e venda] com as usinas termoelétricas, e uma parte dos pagamentos da compradora de gás é, em geral, garantida para a Petrobras pelas empresas controladoras das empresas de energia a gás ou por garantias financeiras. Nosso total de vendas de gás natural, que inclui as vendas para empresas de energia a gás, para 2006, 2004 e 2004, foi de aproximadamente US$ 2.879 milhões US$ 2.398 milhões e US$ 1.876 milhões, respectivamente. A tabela abaixo estabelece os compromissos por empresas de distribuição de gás e por usinas termoelétricas locais para a compra firme de volumes de gás natural da nossa empresa com início em 2007, junto a uma estimativa dos valores obrigados a serem pagos por esses volumes, incluindo os volumes em contratos firmes, contratos em renegociação, e novos contratos flexíveis firmes em negociação:

CONTRATOS DE VENDA DE GÁS NATURAL

2007 2008 2009 2010 2011 (em milhões de pés cúbicos padrão por dia) Para Distribuição Local de Gás Empresas Partes relacionadas(1)........................................... 500 508 544 549 560

Terceiros ............................................................... 640 640 642 645 646 Para Usinas de Geração de Energia ...................... Partes relacionadas(1)........................................... 107 107 107 107 107 Terceiros ............................................................... 104 104 259 259 259 Total...................................................................... 1.351 1.359 1.552 1.560 1.573 Recebimentos Contratuais Estimados (milhões de US$)(2)(3) ............................................................ $ 2.416 $ 2.663 $ 3.224 $ 3.153 $3.093

(1) Para os fins desta tabela, “partes relacionadas” incluem todas as empresas locais de distribuição de gás e usinas de geração de energia nas quais temos uma participação e “terceiros” se referem àqueles nos quais não temos uma participação.

(2) Os valores mostram as receitas líquidas de imposto. As estimativas têm como base contratos firmes e não incluem consumo ou transferência internos. Os volumes estimados têm como base em acordos do tipo “take or pay” [modelo de contrato de compra e venda em que o comprador fica obrigado a pagar pela encomenda que fez, consumindo ou não o produto] em nossos contratos, não em vendas máximas.

(3) Os preços podem ser ajustados no futuro e os valores reais podem variar.

Determinação de Preços. Em 1o de junho de 2001, o governo brasileiro instituiu um mecanismo que permite que um componente indexado em dólar norte-americano do mecanismo de determinação de preço do gás natural seja passado para as usinas termoelétricas por um período de 12 anos, de acordo com a Portaria no 176 (um ato regulamentar conjunto emitido pelo Ministério das Minas e Energias e o Ministério da Fazenda), que foi atualizada pela Portaria no 234 emitida em 22 de julho de 2002. Vide “— Regulamentos do Setor de Óleo e Gás no Brasil — Regulamentação de Preços—Gás Natural.” Esse mecanismo nos possibilitou vender gás natural para diversas usinas termoelétricas que não desejavam comprar gás natural de acordo com o regulamento de preço de gás anterior em virtude de ele exigir que a compradora assuma o risco de taxa de câmbio no ano. De acordo com a nova fórmula, as flutuações da taxa de câmbio são refletidas nos preços do gás anualmente, enquanto seremos remunerados ao preço de mercado com base nas taxas de juros por qualquer atraso resultante nos ajustes do preço do gás.

Energia

O Brasil atualmente tem uma capacidade de geração de eletricidade instalada de aproximadamente 96.623 MW. Mais de 96% dessa capacidade está interconectada para formar um único sistema integrado, com aproximadamente 90% da eletricidade fornecida para esse sistema vindo de fontes hidrelétricas. Como resultado do rápido crescimento na demanda de eletricidade, junto ao investimento limitado no setor durante as duas últimas décadas e uma alta dependência de energia hidrelétrica (e, conseqüentemente, a susceptibilidade a uma estiagem prolongada), acreditamos que uma capacidade de geração adicional substancial precise ser desenvolvida no Brasil.

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Novo Modelo Regulamentar

Um Novo Modelo Regulatório do Setor de Energia Elétrica Brasileiro, Lei no 10.336, foi introduzido em 16 de março de 2004 com a promulgação da Lei de Novo Modelo de Indústria. De acordo com o novo modelo, a disponibilidade de energia garantida pode ser vendida de acordo com contratos regulamentados ou contratos livres. A disponibilidade de energia vendida de acordo com os contratos regulamentados deve ser adquirida por leilões públicos e a disponibilidade de energia vendida de acordo com o mercado livre é negociada livremente por contratos bilaterais. O novo modelo regulamentar também cria incentivos para investimentos em geração de energia.

O primeiro leilão para novas usinas elétricas foi realizado em dezembro de 2005. Participamos do leilão e vendemos 1.391 MW de energia de nossas usinas termoelétricas com a intenção de garantir contratos de longo prazo. Os contratos representaram 42% da energia vendida no leilão.

Dos 1.104 MW vendidos no leilão de outubro de 2006, 48,5% (535 MW) eram de usinas de energia termelétrica. Nossas vendas totalizaram 205 MW, 18,6% da energia vendida no leilão.

Situação dos Investimentos

Acreditamos que nossa participação na construção e no desenvolvimento de usinas termoelétricas tem benefícios estratégicos para nossos negócios em virtude de:

• Nossa participação no setor de energia ajudar a criar um mercado para o gás natural disponibilizado por nossos investimentos nos negócios de gás natural;

• Sermos capazes de construir plantas de co-geração “dentro do limite” perto de nossas refinarias e outras instalações, o que nos fornece uma fonte confiável e econômica de eletricidade para uso em nossas próprias refinarias; e

• Essas usinas de co-geração também produzem valor para uso por nossas refinarias e em projetos de aprimoramento de recuperação de petróleo em terra. Por exemplo, a usina de energia termelétrica, Termoaçu, que atualmente está em construção, gerará vapor a partir da Unidade de Exploração e Produção do Rio Grande do Norte e Ceará. A produção e o consumo de vapor reduzem os custos gerais de gerar eletricidade, tornando o custo dessa eletricidade competitivo em relação à outra geração de energia a gás, incluindo novos desenvolvimentos hidroelétricos.

Além disso, concluímos um programa para a aquisição de certas usinas termoelétricas, para reduzir as perdas resultantes das obrigações contratuais sofridas previamente.

O principal fim dessas aquisições é reduzir nossa exposição financeira em relação a essas usinas termoelétricas comerciais. Vide “— Exposição Financeira.”

Exposição Financeira

Para encorajar o desenvolvimento de algumas das usinas termoelétricas nas quais participamos com uma participação patrimonial, ou para as quais vendemos nosso gás natural, celebramos contratos para fornecer suporte econômico para essas usinas termoelétricas. Nossas obrigações de acordo com esses contratos foram estruturadas como contratos de tolling [modelo de contrato no qual uma parte recebe pelo combustível ou pelo transporte do combustível para uma instalação de geração usando a energia gerada na instalação] pelos quais concordamos em fornecer cada um dos insumos para produzir eletricidade e operar a usina, bem como comprar a eletricidade, remunerando a usina termoelétrica a um preço que manterá o capital (patrimônio e dívida).

Celebramos apenas contratos de tolling com usinas termoelétricas nas quais temos uma participação acionária. Nossos compromissos de energia nesses contratos de tolling são os seguintes:

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COMPROMISSOS PROJETADOS DE COMPRA GARANTIDA DE ENERGIA

PLANTA 2007 2008 2009 (Média de MW) FAFEN 138 138 138 TermoBahia 186 186 186 Total de Contratos de Tolling NE................................................. 324 324 324 Ibiritermo 226 226 226 Total de Contratos de Tolling S/SE.............................................. 226 226 226

Em 2007 A capacidade de geração total a respeito da qual temos compromissos de tolling, com base em compromissos de projetos em construção ou operação, é de 550 MW.

Esperamos que a eletricidade que compramos de acordo com os contratos de tolling será parcialmente usada para a demanda em nossas instalações, estimada para ser 282 MW em 2007, 296 MW em 2008 e 310 MW em 2009, alocada entre as regiões Nordeste e Sul/Sudeste do Brasil. A UTE FAFEN tem um contrato de compra de energia para a venda de energia elétrica para terceiros (distribuidores/concessionárias). Até o final do quarto trimestre de 2005, vendemos disponibilidade de energia em leilões coordenados pela MME, por meio de contratos de energia de 15 anos, iniciando em 2008, com volumes crescentes, atingindo 1391 MW em 2010. Nossa estratégia comercial é continuar a venda de nossa capacidade restante em leilões públicos para distribuidores e a venda para grandes consumidores por contratos de compra de energia.

Em 28 de dezembro de 2006, celebramos um contrato com a Companhia Paranaense de Energia (COPEL) para arrendar a usina termelétrica Araucária, uma usina na Região Metropolitana de Curitiba com 484,5 megawatts de capacidade. Nosso contrato de arrendamento com a UEG Araucária está em vigor até 31 de dezembro de 2007, e poderá ser prorrogado por um período de até 12 meses. Também arrendamos a usina termelétrica Bahia I em 28 de dezembro de 2006, uma usina com 31,6 megawatts de capacidade.

Em 27 de abril de 2007, a Petrobras assinou um contrato com a Empresa Metropolitana de Águas e Energia SA (EMAE) para arrendar a usina de energia a óleo Piratininga, localizada na região metropolitana de São Paulo, o maior mercado de energia no Brasil. A Petrobras opera uma usina termelétrica no mesmo local, a Usina Fernando Gasparian. A operação da usina termelétrica juntamente com parte da unidade de energia a óleo Piratinga permitirá 540 megawatts de capacidade. Além disso, será possível atingir uma capacidade de 200 megawatts da usina de energia a óleo. Esse acordo prevê uma maior flexibilidade operacional e aumenta o valor total de energia que podemos fornecer. O arrendamento estará em vigor até 2024.

Alternativa de Energia Renovável

Nossa estratégia no desenvolvimento de energia tem como base a energia renovável, eficiência de energia e os ganhos potenciais em créditos de carbono em virtude de emissões evitadas promovidas por essas atividades.

Energia Renovável

Visamos nos tornarmos líder em produção de biodiesel nacional e expandir nossa participação nos negócios de etanol. Para atingir esses objetivos, desenvolvemos e pretendemos investir US$ 700 milhões em várias iniciativas relativas a fontes de energia renovável, conforme descrito em nosso Plano de Negócios de 2007-2011.

Já temos uma usina de energia eólica com uma capacidade de 1,8 MW em Macau - RN, nordeste do país. Primeiramente, pretendemos usar a energia produzida para consumo interno. Outros projetos para usinas de energia eólicas e pequenas usinas hidrelétricas estão em estudo. Esses projetos expandirão nosso uso de energia renovável. Nosso Plano de Negócios de 2006 projetava a produção em 855 milhões de litros (225,87 milhões de galões) de biodiesel até 2011, bem como exportar 3,5 bilhões de litros (924,6 milhões de galões) de etanol e gerar 240 MW de eletricidade por uma fonte de energia renovável.

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Biodiesel

O Brasil é um importante participante no mercado de biocombustíveis internacional e tem um clima altamente favorável e solo para a biomassa crescente, de forma específica para colheitas de grãos oleaginosos.

Com esse crescimento e de acordo com nossa estratégia de nos tornarmos líderes nacionais no setor de biodiesel como empresa de energia integrada, começamos a construção de 3 plantas de processamento em 2006. As instalações em Candeias (BA), Montes Claros (MG) e Quixadá (CE), produzirão aproximadamente 57 milhões de litros de biodiesel por ano e começará as operações até o final de 2007.

Em janeiro de 2008, o acréscimo de biodiesel ao óleo diesel será obrigatório, na proporção de 2%. Para a aquisição de matérias-primas – soja, algodão, óleo de rícino e óleo de palma e um grão oleaginoso chamado pinhão manso – além de gordura animal, celebramos parcerias com pequenos negócios agrícola, aproveitando os incentivos fiscais concedidos aos produtores de biodiesel que geram trabalho e renda para negócios agrícolas familiares.

O biodiesel reduz a emissão de gases que criam o efeito estufa, em virtude de sua origem vegetal, enxofre e matéria particulada, otimizando o desempenho de motores. Além das vantagens ambientais e sociais, de acordo com o aumento no uso de fontes renováveis de energia, nosso produto acelerará o final da necessidade de importar combustível diesel.

Desenvolvimento Sustentável

Nossas ações relacionadas ao desenvolvimento sustentável de energia em 2006 que visam avaliar a implementação de projetos para evitar emissões de gases de efeito estufa (GHG), em todo o sistema Petrobras para obter Reduções de Emissão Certificada (CER) de acordo com o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (CDM) e normas do Protocolo de Kyoto, bem como para propor políticas de venda a respeito desses CERs. Estudamos a viabilidade técnica e metodologias de base para obter aprovação e registro desses projetos com o Conselho Executivo da CDM. Registramos o primeiro Projeto CDM da Petrobras em março de 2007. Esse projeto representa o uso de energia eólica como substituto para a geração de energia com combustíveis fósseis nas plataformas de Aratum, no Rio Grande do Norte. Outros projetos em andamento, principalmente ligados à área de refino e distribuição, se destinam a elaborar o Documento de Design de Projeto CDM, um modelo no qual uma empresa descreve cálculos para emissões reduzidas de acordo com o Protocolo de Kyoto. Eles incluem a geração de energia em turbo expanders em diversas refinarias, redução de N2O na área de produção de fertilizante, e o uso de calor de gases emitidos, entre outros.

Eficiência de Energia

A consolidação de nosso uso de energia e o aprimoramento da eficiência de energia em nossas unidades foram as principais atividades do Programa Interno de Conservação de Energia.

Em 2006, houve uma redução relativa na queima de combustíveis fósseis economizando aproximadamente 1.084 barris de óleo equivalente por dia; um volume que resultou em economias de aproximadamente US$ 20 milhões e que evitou emissões de aproximadamente 171 mil toneladas de CO2 em 2006.

Além disso, o Programa Nacional de Racionalização do Uso dos Derivados e Gás Natural, ou CONPET, um programa do governo envolvido em questões ambientais e coordenado por nós, facilitou a prevenção de cerca de 818 mil toneladas de emissões de CO2 na atmosfera em 2006, economizando aproximadamente 305 milhões de litros de óleo diesel e aumentando a eficiência do motor em 7%.

Internacional


Em 2006, aproximadamente 6,8% de nossas receitas líquidas foram gerados fora do Brasil. Procuramos evoluir de uma empresa integrada de petróleo e gás no Brasil para uma líder no setor de energia na América Latina e uma forte participante no mercado internacional.

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Atualmente, planejamos manter regionalmente o foco em nossas atividades de exploração, desenvolvimento e produção não brasileiras, em áreas nas quais podemos explorar com êxito nossas vantagens competitivas, tais como perfuração em águas profundas. Pretendemos, especialmente, perfurar na costa oeste da África e no Golfo do México e em terra na América do Sul. Adquirimos recentemente direitos de participação em quatro blocos de exploração no mar em Angola. Também estamos expandindo nossas participações na América do Sul na área de distribuição e refino. Durante 2006, os seguintes novos ativos foram comprados: uma planta de lubrificantes, estações de serviço e lojas de conveniência na Colômbia; estações de serviço, instalações de distribuição de derivados (asfalto, óleos lubrificantes e produtos de aviação) e uma planta de reabastecimento de GLP no Paraguai; e estações de serviço, instalações de distribuição de derivados (asfalto, óleos lubrificantes e produtos de aviação), e uma empresa de distribuição de gás natural no Uruguai.

Orçamos US$ 12,1 bilhões em investimentos para o período de 2007 a 2011 para investimentos internacionais.

Nossas principais estratégias na área são:

• buscar uma posição de liderança como uma empresa integrada de energia em toda a América Latina;

• expandir as operações de exploração e produção no Golfo do México e Oeste da África.

• Expandir nossas operações em novas explorações e produção em áreas nas quais temos vantagens competitivas;

• Expandir as atividades de refino e distribuição em mercados lucrativos com um alto potencial para crescimento;

• Acrescentar valor à nossa produção de petróleo pesado;

• Incorporar reservas de gás natural e operar no mercado de LGN; e

• Internacionalizar e agregar valor à nossa marca.

Nossos resultados internacionais estão refletidos na área “Internacional” em nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Exploração e Produção

Durante 2006, conduzimos atividades internacionais de exploração na Argentina, Bolívia, Colômbia, Nigéria, nos Estados Unidos e Venezuela. Além disso, estamos atualmente realizando estudos para avaliar os blocos onde temos participações em Angola, Argentina, Colômbia, México, Nigéria, Estados Unidos, Irã, Guiné Equatorial, Tanzânia, Turquia e Líbia. As atividades de produção foram conduzidas em Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, México, Peru, Estados Unidos e Venezuela. Conjuntamente, essas atividades representaram 23,9% de nosso total de investimentos em exploração e produção de petróleo e gás natural. Nossos investimentos em exploração e desenvolvimento internacional foram de US$ 2.304 milhões em 2006, US$ 1.067 milhões em 2005, US$ 666 milhões em 2004. A tabela a seguir fornece informações sobre a alocação dessas despesas em cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:

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ATIVIDADES DE DISTRIBUIÇÃO DE INVESTIMENTOS NAS ATIVIDADES INTERNACIONAIS DE EXPLORAÇÃO

2006 2005 2004 Argentina ................................................ 6,4% 7,2% 3,1% Bolívia..................................................... 0,6 4,4 0,2 Colômbia................................................. 3,6 4,6 3,5 Peru, Equador e Venezuela ..................... 1,1 0,3 2,4

América do Sul ................................ 11,7 16,5 9,2 Costa Oeste da África ............................. 43,7 47,8 52,0 Golfo do México ..................................... 31,5 33,9 36,8 Outros...................................................... 13,1 1,8 2,0

Total ......................................... 100,0% 100,0% 100,0%

Desenvolvimento

Durante os últimos três anos, participamos no desenvolvimento de diversos campos internacionalmente. Eles incluem: quatro na Colômbia (Guando, Rio Ceibas, Yaguara e Santiago e Espinal), três nos Estados Unidos (GB 200 e North Coulomb e Cottonwood ), um em Angola (Bloco 2), dois na Nigéria (Akpo e Agbami), muitos nos campos na Argentina concentrados nas bacias de Neuquen e Austral (mais importantes os campos Medanito, Puesto Hernandez, Rio Néuquen, Santa Cruz I e Santa Cruz II), quatro na Bolívia (San Alberto, San Antonio, e Colpa Caranda e Monteagudo), um no Equador (Bloco 18), um no Peru (Lote X) e quatro na Venezuela (Ortiupano-Leona, Mata, Acema e La Concepción). Em 2006, nossa produção líquida fora do Brasil foi, em média, de 142,2 mil barris por dia de petróleo e LGN e 101,1 mil barris de óleo equivalente de gás natural por dia a um custo médio de extração de US$ 3,36 por barril. A tabela a seguir fornece informações sobre a alocação de nossas atividades internacionais de desenvolvimento para cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004.

ALOCAÇÃO DE INVESTIMENTOS EM ATIVIDADES INTERNACIONAIS DE DESENVOLVIMENTO

2006 2005 2004 Argentina ................................................... 26,5% 36,2% 41,9% Peru............................................................ 5,8 8,3 10,9 Equador ..................................................... 3,6 16,7 7,4 Bolívia ....................................................... 1,3 1,7 1,5 Colômbia ................................................... 2,8 4,6 6,8 Venezuela .................................................. 1,8 15,9 28,4

América do Sul.................................................. 41,8 83,4 96,9 Costa Oeste da África........................................ 41,0 15,0 1,4 Golfo do México ............................................... 17,2 1,6 1,7 Total.................................................................. 100,0% 100,0% 100,0%

Atividades na Argentina

Operamos na Argentina principalmente por meio de nossa subsidiária PESA - Petrobras Energía S.A. (ADR: PZE), na qual temos uma participação de 67,2%.

Em 31 de dezembro de 2006, nossas reservas combinadas de petróleo e gás natural provadas na Argentina eram de aproximadamente 311 milhões de barris de óleo equivalente, aproximadamente 60,5% das quais eram reservas provadas desenvolvidas e aproximadamente 39,5% das quais eras reservas provadas não desenvolvidas.

A produção da PESA na Argentina está concentrada nas Bacias de Neuquén e Austral. A PESA detém 670 mil acres líquidos em concessões de produção na Bacia de Neuquén e 2.456 mil acres líquidos em concessões de produção na Bacia Austral. Nossa área bruta de produção na Argentina totalizava 4.807 mil acres (3.233 mil

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líquidos). Para os anos findos 31 de dezembro de 2006, a produção combinada de petróleo e gás natural na Argentina foi, em média, de 107,9 mil barris de óleo equivalente por dia.

Na área de distribuição e refino, temos capacidade de refino de 81 mil barris por dia, distribuída em duas refinarias operando com uma taxa de produção de 78%. Também temos uma participação de 28,5% na Refinaria Del Norte. Também participamos no setor de varejo na Argentina, onde atualmente detemos 719 estações de serviço de varejo que operam sob os nomes de marca Petrobras (492 estações), Eg3 (190 estações) e San Lorenzo (37 estações).

Também participamos, pela PESA, nos negócios petroquímicos, nos quais temos três plantas, Puerto General San Martin, Zarate e Campana na Argentina, onde também temos uma participação de 40% na Petroquímica Cuyo. A PESA também detém um complexo integrado petroquímico para a produção de etilbenzeno, estireno, e uma planta de poliestireno no Brasil, a INNOVA, subsidiária integral da PESA.

Projeto MEGA

Detemos uma participação de 34% na Compañia MEGA S.A. (representando um investimento total de US$ 80,3 milhões), uma joint venture entre a Repsol-YPF e a Dow Chemical para fracionar líquidos de gás natural. A empresa consiste em uma planta de processamento de gás natural em Loma La Lata (Província de Neuquén), um duto com extensão de 600 km e uma planta de separação e porto, armazenagem e instalações de tratamento de efluentes em Bahía Blanca (Província de Buenos Aires). Somos obrigados, de acordo com o contrato de off-take para comprar volumes mínimos de GLP e gasolina natural, se entregue, a preços de mercado.

Outras participações da PESA

A respeito do setor de Gás e Energia, participamos, pela PESA, na qualidade de acionista indireta na TGS, que detém um duto com extensão de 7.500 km com capacidade de transporte contratado firme atual de 71,6 milhões de metros cúbicos por dia e uma planta de processamento de gás localizada em Bahía Blanca, com uma capacidade de processamento de 43 milhões de metros cúbicos por dia.

Em relação aos ativos de eletricidade na Argentina, cobrimos toda a cadeia produtiva, respondemos por 6,5% da geração de eletricidade do país pelas participações acionárias em duas plantas de geração, Pichi Picún Leufú (geração hidrelétrica) e Genelba (geração de energia a gás). Também temos uma participação indireta na maior empresa de transmissão da Argentina, Transener, e detentora de 95% da rede de alta tensão da Argentina. Em junho de 2006, o Conselho de Administração da PESA aceitou os termos da oferta vinculativa apresentada pela Eton Park Capital Management para a aquisição de nossa participação acionária de 50% na Citelec e, como parte dessa oferta, nossa participação de 22,22% na Yacylec. Em agosto de 2006, a Petrobras Energía celebrou um contrato de compra de ações com a EP Primrose Spain S.L. (uma empresa controlada pela Eton Park Capital Management) a respeito da oferta da Eton Park. De acordo com os termos do contrato de compra de ações e os termos do compromisso de desinvestimento da Petrobras Energía, a consumação da transação com a Eton Park estava sujeita à aprovação pelos órgãos e autoridades regulamentares pertinentes. Em 9 de fevereiro de 2007, a Comissão Antitruste Argentina emitiu uma resolução rejeitando a venda das ações da Citelec para a Eton Park Capital Management. Em março de 2007, a Petrobras Energía recebeu uma oferta da Energía Argentina S.A. (Enarsa) e da Electroingeniería S.A. para a compra de suas ações na Citelec e Yacylec, propondo condições jurídicas, econômicas e financeiras idênticas às anteriormente acordadas com a Eton Park Capital Management. Como resultado dessa oferta, uma carta contrato foi assinada sujeito à aprovação pelo Conselho de Administração da Petrobras Energía, Enarsa e Electroingeniería. A carta contrato prevê que a oferta será aceita se a rejeição da transação proposta pela EP Primrose Spain S.L. se tornar final por meio de processos administrativos ou judiciais ou se o contrato celebrado com a EP Primrose Spain S.L. fosse rescindido em virtude da não obtenção de todas as autorizações governamentais exigidas. Também mantemos uma importante presença na área central de Buenos Aires, uma área com mais de 2,1 milhões de clientes, através da Edesur, a maior empresa de distribuição de energia da Argentina por volume.

Atividades Bolivianas

Em 31 de dezembro de 2006, nossas reservas provadas combinadas de petróleo e gás natural na Bolívia eram de aproximadamente 214,7 milhões de barris de óleo equivalente, das quais aproximadamente 96,8% provaram ser reservas desenvolvidas. Perfuramos um poço de exploração na Bolívia em 2006, mas descobrimos que não era

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comercialmente viável. Em 2006, também iniciamos a perfuração de um poço em desenvolvimento no Campo Sábalo, localizado no bloco San Antonio. Essa operação continuará em 2007. Nos anos findos em 31 de dezembro de 2007, nossa produção combinada de petróleo e gás natural na Bolívia a média foi de 57 mil barris de óleo equivalente por dia.

Em 1o de maio de 2006, o governo boliviano estabeleceu por decreto que a estatal YPFB se tornará uma parceira em todos os ativos pertencentes ao setor de petróleo e gás.

A respeito de nossas operações em Exploração e Produção, temos uma participação de 35% nos Campos de San Alberto e San Antonio (as outras sócias são a Empresa Petrolera Andina (50%) e Total Bolívia (15%)). Durante o período de transição, estivemos envolvidos em negociações intensas com a YPFB e o governo boliviano resultando na assinatura de novos contratos operacionais com a YPFB em outubro de 2006. Esses novos contratos operacionais prevêem que (i) todos os recursos de hidrocarbono são propriedades da YPFB, (ii) mantemos nossa situação de operadores dos campos de petróleo e gás, mas as vendas devem ser feitas por meio da YPFB, e (iii) temos o direito de recuperar nossos custos e participar nos lucros gerados pela produção. Os contratos entraram em vigor em maio de 2007

Em termos de nossas duas refinarias, o decreto estabeleceu a transferência de 50% mais 1 ação para a YPFB e os restantes 49,9% sejam mantidos por nós. Entretanto, em maio de 2007, após intensas negociações com o governo boliviano, chegamos a um acordo com a YPFB, no qual receberemos US$ 112 milhões para todas as nossas ações da PBR. Um período de transição de dois meses foi definido no qual a transferência das operações e as ações deverá ter ocorrido bem como o pagamento, que foi determinado a ser feito em duas partes.

Desde que as medidas de nacionalização foram primeiramente anunciadas pelo governo boliviano, nós e o governo boliviano tivemos desentendimentos com relação aos termos do GSA. O governo boliviano tentou aumentar os preços do gás de acordo com o contrato, mas, atualmente, concordou em manter os preços nos níveis originalmente previstos no contrato, exceto um ágio para esses volumes com energia calorífica superior a 8.900 kcal/m3, pelos quais uma nova fórmula de preço já foi negociada, com base nos preços do mercado internacional.

A YPFB também se tornou a única distribuidora de produtos de gás e petróleo refinado na Bolívia, e encerramos nossas atividades nessa área. Continuamos a deter a Petrobras Bolívia Distribución, ou PDB, uma empresa com uma rede anterior de 104 estações de serviço, porém, que atualmente mantém a titularidade de apenas 26 dessas estações.

Para obter outras informações sobre nossas atividades bolivianas, consultar o Item 3. “Principais Informações — Fatores de Risco — Riscos Relacionados às Nossas Operações – As recentes medidas de nacionalização tomadas pelos governos bolivianos e venezuelanos podem ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e condição financeira”.

Atividades na Venezuela

Em março de 2006, a Petrobras Energía S.A. (PESA), Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) e a Corporación Venezolana del Petróleo S.A. (CVP) celebraram diversos Memorandos de Entendimento para migrar os Contratos de Prestação de Serviços Operacionais para a maioria das estatais (empresas mista,), que tiveram o efeito de limitar a participação privada nos negócios de petróleo na Venezuela. Os efeitos econômicos da migração entraram em vigor em 1º de abril de, 2006.

Em 31 de dezembro de 2006, reservas provadas estimadas de petróleo e gás atribuídas às operações da PESA

na Venezuela totalizam 78,6 milhões de barris de óleo equivalente, respondendo por 14,1% das reservas totais da PESA. As reservas provadas estimadas de petróleo e gás atribuídas às operações da empresa na Venezuela são calculadas com base na estrutura contratual em vigor nessa data. Em 2006, perfuramos um poço de exploração não produtivo na Venezuela.

Em março de 2006, a PESA celebrou diversos Memorandos de Entendimento (MOUs) para migrar os Contratos de Prestação de Serviços Operacionais da Oritupano Leona, La Concepción, Acema e Mata Areas, para a maioria das estatais (empresas mistas). Como conseqüência do processo de migração, o papel da PESA de operadora foi alterado para o de acionista minoritária das empresas mistas. A nova operadora é uma empresa mista.

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De acordo com os MOUs mencionados acima, a participação de investidores privados nas empresas mistas foi limitada a 40%, com o governo venezuelano detento uma participação de 60%. A participação direta e indireta da PESA nas áreas de Oritupano-Leona, La Concepción, Acema e Mata foi estabelecida em 22%, 36%, 34,5% e 34,5%, respectivamente. Antes de 1º de abril de 2006, a participação indireta da PESA nas áreas Oritupano-Leona, La Concepción, Acema e Mata foi de 55%, 90%, 86,2% e 86,2%, respectivamente.

Os MOUs estabeleceram que a CVP reconhecerá um crédito divisível e transferível a favor das empresas privadas que comporão as empresas parcialmente estatais. A PESA recebeu um crédito no valor de US$ 88,5 milhões. Esse crédito pode ser cedido, mas não incorrerá juros e somente poderá ser usado para investimentos futuros na atividades de exploração de petróleo e gás, desenvolvimento ou produção na Venezuela.

A conformidade com os termos dos MOUs estava sujeita à aprovação das autoridades pertinentes, incluindo a Assembléia Nacional, conforme especificado abaixo, e o Conselho de Administração da PESA.

A constituição da maioria das empresas estatais e os termos e condições que regem o desempenho das principais atividades previstas, foi, na verdade, aprovada pelo Ministério da Energia e Petróleo venezuelano e a Assembléia Nacional Venezuelana, bem como pelo Conselho de Administração da PESA.

Outras Atividades e fatos pertinentes a respeito de nossas operações na Venezuela

Em fevereiro de 2005, como parte da estratégia de cooperação entre o Brasil e a Venezuela, os dois países assinaram 14 Memorandos de Entendimento (MOUs) destinados a desenvolver uma série de iniciativas e projetos para aumentar a assistência e colaboração do setor de petróleo e gás.

Nós e a PDVSA somos os principais participantes nesses contratos. Para realizar esses esforços, constituímos uma entidade separada, independente da PESA, denominada Petrobras Venezuela Inversiones y Servicios S.A. (PEVIS). A PEVIS terá o direito de desenvolver todas as iniciativas, projetos e estudos com o suporte de contratos de cooperação assinados entre o Brasil e a Venezuela, e além disso, a PEVIS servirá como unidade de serviço, oferecendo conhecimento técnico e pessoal para apoiar os projetos e/ou unidades onde necessitamos desse apoio. A PEVIS também será encarregada de encontrar e desenvolver possíveis empresas comerciais localizadas na área local, no norte da América do Sul e no Caribe.

Em meados de julho de 2006, a PEVIS foi constituída formalmente e começou o processo de contratação de pessoal, principalmente da PESA Venezuela. Vide o Item 3. “Principais Informações—Fatores de Risco—Riscos Relacionados às Nossas Operações – As recentes medidas de nacionalização tomadas pelos governos boliviano e venezuelano podem ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e condição financeira” para obter uma descrição dos riscos relacionados a essas medidas.

Durante 2006, os projetos venezuelanos incluíram:

Carabobo 1

Esse bloco é parte da estratégia que o governo venezuelano desenvolveu para a exploração de amplas reservas de óleo pesado extra no Cinturão do Orinoco na parte sudeste do país. Nesse caso, o desenvolvimento do campo é, a princípio, ligado a um modelo comercial integrado verticalmente que inclui a construção de um complexo estimulador para produzir petróleo sintético com melhor qualidade já que ele vem do petróleo pesado extra, e também a construção de uma refinaria no nordeste do Brasil (estado de Pernambuco) da qual parte da produção do complexo estimulador será alocada.

Durante 2006, nós, por meio da PEVIS, trabalhamos com esse modelo em seus diferentes estágios. Com relação à produção, durante o segundo semestre do ano, uma equipe técnica trabalhou sobre a estimativa de reserva e a certificação do bloco Carabobo 1. Esse processo concluído oficialmente em dezembro de 2006 com uma certificação de reserva por uma terceira parte. Em 2007, um grupo técnico conjunto de engenheiros da PDVSA e nossos engenheiros começou a trabalhar em um plano de desenvolvimento preliminar para a parte de exploração e produção do projeto integrado. Esse grupo analisou diversos aspectos relacionados às características da cavidade do poço e perfuração, geologia e petrofísica, estratégia de produção, instalações, operação e manutenção e um layout básico e distribuição de todas as instalações planejadas para o campo incluindo entrega e pontos para os fluídos.

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Todo esse trabalho é considerado preliminar como a definição da área específica e seus limites a serem atribuídos à sociedade mista ainda serão determinados pelo Ministério de Energia e Petróleo (MENPET).

A análise do complexo estimulador está em espera até a PDVSA apresentar os resultados de um estudo de visualização conceitual realizado por um consórcio canadense.

A engenharia básica da Refinaria de Pernambuco foi conduzida no Brasil. A refinaria proposta será construída na cidade de Suape, e a PDVSA terá uma participação de 40%, que é similar à participação que teremos no campo Carabobo. Espera-se que a construção inicie no segundo semestre de 2007.

Atualmente, a PDVSA e a MENPET estão em processo de discussão dos detalhes jurídicos da área Carabobo

1 e dos contratos para essa área e para a Refinaria Pernambuco. Mariscal Sucre Os estudos para desenvolver quatro campos de gás no mar (Río Caribe, Mejillones, Patao e Dragón) na parte

nordeste da Venezuela, em associação com a PDVSA, foram conduzidos no Brasil. Os estudos foram realizados durante 2006, e mantiveram o foco nas atividades de exploração e produção. Os estágios de refino e distribuição do projeto ainda estão em seus estágios conceituais, com a PDVSA responsável por esses estudos. Apesar de esse projeto agora estar sendo conduzido fora do Brasil, o pessoal da PEVIS está servindo como ligação entre as autoridades venezuelanas e brasileiras para facilitar essa iniciativa.

Campos Maduros Como parte do novo modelo comercial implementado pela PDVSA, a exploração de campos desenvolvidos

(blocos que estiveram em operação por vários anos e em alguns casos foram abandonados em virtude de sua queda na taxa de produção com os métodos tradicionais) por meio de joint ventures incorporados (empresas mistas) com empresas estrangeiras será projetada para diversos ativos em 2007 e 2008.

Em virtude de sua localização geográfica e das características específicas que, de algumas formas, se

assemelham aos campos que a PESA operou por dez ou mais anos, a PDVSA nos ofereceu cinco campos de seu portfolio para serem operados por uma empresa mista entre a PDVSA e nós.

Nós e a PDVSA estudamos os campos de Lido, Limon, Nieblas, Adas e La Paz durante 2006 para criar uma

estratégia de desenvolvimento para a empresa mista. Um projeto final foi apresentado ao nosso Conselho de Administração em março de 2007. Nesse ponto, a PEVIS foi autorizada a proceder com as negociações com a PDVSA e MENPET para criar uma empresa mista para operar esses campos. Após nossa proposta, a PDVSA exigiu pagamento de um bônus de entrada, um tipo de pagamento de sinal usado na concorrência, para autorizar a criação da empresa mista. As negociações a respeito do valor desse bônus ainda estão em andamento e os resultados são esperados durante o segundo semestre de 2007.

Projeto PT Moruy Esse projeto está sendo desenvolvido por meio de uma joint venture incorporada com a Teikoku (PT

MORUY II, S.A.), concedendo parcelas iguais para cada empresa, para explorar um bloco marítimo no Golfo Venezuelano chamado Moruy II, para a produção de gás não associado. Os direitos de explorar e desenvolver esse bloco foram obtidos em uma concorrência aberta organizada pela MENPET em novembro de 2005. Em fevereiro de 2006, uma Licença de Gás foi concedida para a PT MORUY II, S.A. e todos os estudos foram oficialmente iniciados.

A licença, de acordo com a lei venezuelana para hidrocarbonos gasosos, confere direito ao licenciado de

explorar e desenvolver a área se recursos comerciais de gás livre forem encontrados. A joint venture tem um compromisso firme de executar um levantamento sísmico na área e a perfuração de um poço exploratório durante um período de 30 meses.

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Durante 2006, diversos estudos foram realizados para projetar o levantamento sísmico exigido e o processo para implementar o levantamento, que foram terminados no terceiro trimestre de 2006. Em janeiro de 2007, o navio a realizar os estudos sísmicos chegou no bloco Moruy II, e todos os alvarás e licenças necessários foram obtidos.

A aquisição sísmica 3D foi realizada entre janeiro e março de 2007, completando todo o escopo do estudo de

acordo com o orçamento e cronograma atribuídos, com a qualidade exigida e sem nenhum incidente ambiental ou questão levantada pelas comunidades vizinhas. Atualmente, a interpretação dos dados físicos, desenvolvimento de estudos técnicos associados a licenças ambientais, e o planejamento de todas as atividades relacionadas à perfuração do poço exploratório estiverem sendo conduzidas conforme planejado.

Outros fatos relevantes durante 2007 Como uma extensão de todas as atividades e referências concluídas em 2006, em 2007, a PEVIS tomou

uma série de medidas para seguir para o desenvolvimento de seus projetos na Venezuela e também na alocação do pessoal técnico para alguns de nossos locais para acomodar os recursos humanos de diversos dos empreendimentos societários no Brasil e no exterior.

Atividades no Equador

No Equador, nossa subsidiária, Petrobras Energia, ou PESA opera os Blocos 18 e 31. Em 31 de dezembro de 2006, a PESA detinha uma participação de 30% e 60% nos Blocos 18 e 31, respectivamente.

O Bloco 18 está localizado na bacia Oriente do Equador, tendo um potencial significativo de reservas de petróleo leve de 28º a 33° API. A concessão para atividades de produção no Bloco 18 é para um prazo inicial de 20 anos a contar de outubro de 2002. Quando esse prazo expirar, as leis de hidrocarboneto equatorianas prevêem a possibilidade de uma prorrogação de prazo de cinco anos adicionais.

O Bloco 18 tem 25 poços produtivos, dos quais 3 estão localizados no campo Pata e 22 estão localizados no campo Palo Azul. Nenhum poço de exploração foi perfurado no Equador durante 2006. Em 2006 a perfuração de 8 poços produtivos resultou em um aumento significativo na produção. A planta de tratamento de óleo e os dutos entraram em operação em dezembro de 2006 e atualmente permitem o tratamento de 40.000 barris de óleo seco por dia e aumento na produção bruta que tinha sido limitada pelas anteriores instalações de produção.

O Bloco 31 está localizado em uma área ecológica altamente sensível da selva amazônica na parte central da fronteira leste da bacia do Alto Amazonas e abrange uma área de 494 mil acres líquidos. De acordo com o contrato de compartilhamento de produção do bloco celebrado entre a Petroecuador e a PESA, a Petroecuador tem direito a uma parte da produção de petróleo que varia entre 12,5% e 18,5%, dependendo da produção de petróleo diária do campo e da gravidade do petróleo.

A PESA conduziu um amplo trabalho exploratório no Bloco 31, incluindo a perfuração de quatro poços exploratórios, que levaram à descoberta dos campos Apaika/Nenke, Obe, e Minta.

Em agosto de 2004, o Governo equatoriano aprovou um estudo de impacto ambiental, mas em virtude das limitações impostas pelo Ministério do Meio Ambiente no Equador (MAE) com relação às obras no Parque Nacional Yasuní, as obras foram temporariamente suspensas. A Petrobras Energía Ecuador, MAE e o Ministério das Minas e Energias do Equador estão trabalhando para acordar sobre um novo plano de desenvolvimento para o Bloco 31. Com base na proposta apresentada pela Empresa, o novo projeto de desenvolvimento associado aos campos Apaika e Nenke minimizará o impacto no Parque Nacional Yasuní. A PESA usará tecnologia de ponta com relação à produção de petróleo e proteção ambiental, isso certamente sendo um exemplo de integração entre as atividades de produção de petróleo e a natureza.

Em relação à exploração dos Blocos 18 e 31, a PESA assinou um contrato com a OCP (Oleoducto de Crudos Pesados), pelo qual a capacidade de transporte de óleo de 80.000 barris/dia é garantida por um prazo de 15 anos, iniciando em 10 de novembro de 2003.

Em 11 de janeiro de 2007, a PESA obteve a aprovação do Governo equatoriano, para o contrato de venda pelo qual ela transferirá 40% de seus direitos e participações nos Blocos 18 e 31 e os direitos e obrigações

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correspondentes, incluindo na OCP, para a Teikoku Oil Co. Como resultado dessa autorização, as partes atualmente estão em processo de concluir as formalidades necessárias, incluindo as etapas necessárias para a obtenção de alterações aos contratos de participação, para incorporar a Teikoku como uma parceira nos contratos para os Blocos 18 e 31. Quando essas alterações forem finalizadas, os termos e condições econômicas da transação da Teikoku entrarão em vigor. Vide “—Internacional—Atividades do Equador.”

Em 31 de dezembro de 2006, as reservas provadas de petróleo da PESA no Equador eram de aproximadamente 53,9 milhões de barris de petróleo e sua produção de petróleo era de 11,9 mil barris por dia em média.

Atividades no Peru

Em 31 de dezembro de 2006, as reservas provadas de petróleo e gás natural combinadas da PESA no Peru eram de aproximadamente 88 milhões de barris de óleo equivalente e a produção de gás e óleo combinada da PESA era, em média, de 14,5 mil barris por dia.

Em maio de 2004, a PESA celebrou um contrato com a Repsol Exploración Perú S.A. para conduzir certas atividades de exploração conjuntamente no Bloco 57, que está localizado na bacia de Ucayali. De acordo com esse contrato, a PESA participa no Bloco 57 com uma participação de 35,15%. Em novembro de 2004, a PESA celebrou um contrato com a Occidental para a cessão para a Petrobras Energía de Perú S.A de 30% dos direitos no Contrato de Licenciamento para Exploração e Produção de Hidrocarboneto no Lote 103.

Em 2005, a PESA celebrou contratos de licenciamento para a exploração e produção de hidrocarboneto no Lote 58 e Lote 110 na Bacia de Ucayali (adjacente à Camisea) e no Lote 112 na Bacia de Marañón. A Perupetro concedeu recentemente à Petrobras Energía del Perú S.A o Lote 117 localizado na Bacia de Marañón.

Em 2006, perfuramos 45 poços e realizamos 219 operações de intervenção. Além disso, ampliamos nosso projeto de recuperação secundário, com 6 conversões de poços de produção para injetores. Como resultado, os investimentos para o ano totalizaram aproximadamente US$ 64 milhões.

Atividades no Uruguai

Em dezembro de 2004, entramos no mercado uruguaio pela aquisição de 55% das ações com direito a voto da Conecta S/A, que é uma das duas empresas locais de distribuição de gás natural operando no Uruguai, por US$ 3,2 milhões. Os outros 45% das ações com direito a voto da Conecta permanecem com a estatal Administratión Nacional de Combustibles Alcohol y Portland – ANCAP.

A Conecta tem direitos exclusivos para abastecer clientes de pequeno a médio porte com uma demanda de até 5.000 metros cúbicos por dia, e opera em pequenas cidades no Uruguai, tais como, Paysandu, Ciudad de la Costa y Colonia, vendendo 57.000 metros cúbicos por dia. As receitas da Conecta em 2006 foram de US$ 5,6 milhões.

Em junho de 2006, finalizamos a aquisição de 66% das ações da Gaseba Uruguay—Grupo Gaz de France S.A. (“Gaseba”), uma concessão de distribuição de gás natural em Montevideo, Uruguai. A empresa está agora alterando sua denominação para Distribuidora de Gas de Montevideo – Grupo Petrobras. A Gaseba tem direitos exclusivos de abastecer consumidores de pequeno a médio porte com uma demanda de até 5.000 metros cúbicos por dia, e opera na área de Montevideo, vendendo 133.000 metros cúbicos por dia. As receitas da Gaseba sob nossa administração em 2006 foram de US$ 15,1 milhões.

Também em junho de 2006, concluímos a aquisição dos negócios comerciais e de varejo de combustível e lubrificantes da Shell no Uruguai. A empresa agora controla 89 estações de serviço, e as instalações para combustível de aeronave e asfalto, e um negócio de combustíveis marítimos. Sob nossa administração em 2006, a Petrobras Uruguay Distribución SA tinha US$ 168,9 milhões em receitas, vendendo 199 mil metros cúbicos de produtos.

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Atividades no Paraguai

Em março de 2006, concluímos a aquisição nos negócios comerciais e de varejo de combustível e lubrificantes da Shell no Paraguai. A Empresa agora controla 131 estações de serviço, com 45 lojas de conveniência, instalações para fornecimento de combustível para aeronaves e uma planta de reabastecimento de GLP. Em 2006, sob nossa administração, a Petrobras Paraguay Distribución Ltd tinha US$ 171 milhões em receitas, vendendo 234 mil metros cúbicos de produtos.

Atividades na Colômbia

Em 2006, a Agência Nacional de Hidrocarbonos e a Ecopetrol aprovaram o contrato farm-in assinado em 2005 com a Hocol, que nos possibilitou adquirir participações nos Blocos Upar, San Jacinto, Rio Paez, Achira e Rio Cabrera.

Em 2006, tínhamos participações em dez contratos de exploração e sete contratos de produção na Colômbia, incluindo o campo recentemente adquirido Tibu, para o qual um contrato foi celebrado com a Ecopetrol em dezembro de 2006. Somos a empresa operadora em doze desses contratos.

Em 31 de dezembro de 2006, nossas reservas provadas de petróleo e gás natural combinados na Colômbia eram de aproximadamente 35,5 milhões de barris de óleo equivalente e nossa produção de óleo e gás combinados foi, em média, de 16,9 mil barris por dia.

No final de 2006, tínhamos o controle sobre 47 estações de serviço e 17 lojas de conveniência na Colômbia, e em todas elas agora usamos nossa própria imagem de marca.

Realizamos estudos sísmicos no Bloco Tayrona, um bloco marítimo de 22.346km2 no Mar do Caribe da

Colômbia, em associação com a Exxon e Ecopetrol. Somos operadores da concessão durante a fase de exploração.

Atividades no Golfo do México Norte-Americano

A Petrobras America, Inc., ou PAI, nossa subsidiária integral, continua a expandir suas atividades nas águas profundas e ultraprofundas do Golfo do México por contratos “farm-in” (pelos quais a PAI, em vez de obter uma participação diretamente das autoridades governamentais competentes, adquire uma participação de uma parte que já obteve essa participação), e a participação em arrendamentos e vendas conduzidas pelo Minerals Management Service [Serviço de Gestão de Minerais] dos Estados Unidos (o órgão de supervisão do setor nos Estados Unidos). Em 31 de dezembro de 2006, a PAI mantinha participações em 319 blocos no mar no Golfo do México de águas rasas a águas ultraprofundas e 1 bloco continental, dos quais, 170 eram operados por nossa subsidiária.

Como resultado de sua participação no Lease Sale 198 e 200 do Golfo do México em 2006, a Petrobras recebeu um total de 43 blocos de exploração: 37 blocos fortaleceram sua posição em prospecções de óleo ultraprofundas enquanto 6 blocos concederam uma forte cobertura na parte mais ocidental do Golfo, onde, agora, detemos o controle total sobre as 10 prospecções com um bom potencial para gás.

A produção média no Golfo do México atingiu somente 4,0 mil barris de óleo por dia, aproximadamente 65% da meta, principalmente em virtude dos efeitos dos furacões Rita e Katrina, que ocorreu no final de 2005.

Em agosto de 2006, anunciamos a aquisição da participação de 25% do Campo Cascade e da participação de 26,67% do Campo Chinook da BHP Billiton. A PAI também concordou em comprar a participação de 15% da Hess no Campo Chinook. Desde então, a PAI detém 50% e 66,67% em Cascade e Chinook, respectivamente, e é a atual operadora de dois desenvolvimentos de campo. Em dezembro de 2006, a PAI anunciou a aprovação do Plano Conceitual para o desenvolvimento de Cascade e Chinook da United States Minerals Management Service (MMS). O plano inclui o desenvolvimento da primeira unidade Floating, Production, Storage e Offloading (FPSO) [Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência de Petróleo] no Golfo do México. A PAI propôs o uso de seis tecnologias que são novas para o Golfo do México norte-americano incluindo uma bóia com torre desconectável permitindo que a FPSO saia da unidade durante furacões e condições climáticas severas, transporte de petróleo via

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tanque aliviador, risers híbridos independentes, bombas submersíveis elétricas submersas, âncoras de carga vertical estaca torpedo e sistemas de amarração de poliéster.

Em setembro de 2006, anunciamos a conclusão da aquisição pela PAI de 50% da Pasadena Refining System Inc. (PRSI), anteriormente Crown Refinery em Pasadena Texas da Astra Oil Company, empresa de refino e comercialização estabelecida nos Estados Unidos detida pelo grupo belga Compagnie Nationale a 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.

Em fevereiro de 2007, anunciamos que o primeiro poço do Campo Cottonwood iniciou a produção com um

resultado inicial de 1,1 milhão de metros cúbicos de gás e 4.000 barris de óleo leve (condensado) por dia. Um segundo poço iniciou a produção em março, impulsionando a produção de gás para 2 milhões de metros cúbicos por dia. Juntos, os dois poços levarão a produção do campo para aproximadamente 20.000 barris de óleo equivalente por dia. O Cottonwood é o maior campo em produção da Petrobras America, levando a produção da PAI a superar os 25.000 barris de óleo equivalente por dia (boed) durante 2007, dos atuais 4.000 boed. Esse é o primeiro campo em águas profundas que desenvolvemos e colocamos em produção no exterior como operadores. A PAI detém 100% do Campo Cottonwood, após a aquisição dos 20% da Mariner Energy Inc. em novembro de 2006. Esse evento marca nossa volta, como operadores, para o Golfo do México.

Atividades no México

Em 2003, como parte da licitação promovida pela Petróleos Mexicanos (PEMEX) para a operação de áreas de acordo com diversos contratos de prestação de serviços, contratos para os blocos Cuervito e Fronterizo foram concedidos a uma joint venture composta de nossa Empresa (participação de 45%), da empresa japonesa Teikoku (40%) e empresa mexicana Diavaz (15%). Há 12 descobertas de gás nesse bloco, que deverão ser desenvolvidas com um gasto total de US$ 510 milhões.

Em 2006, essa operação obteve a certificação de processo, “Desenvolvimento, infra-estrutura e manutenção para atividades em campos de gás não associados” de acordo com o ISO 14001 e OHSAS 18001.

Atividades na África

Temos participações em quatro blocos na Nigéria, OML-127, OML-130, OPL-324 e OPL-315. Somos parceiros no Campo Agbami, no OML127, operado pela Chevron, atualmente em fase de desenvolvimento, onde a primeira extração de óleo ocorrerá em meados de 2008, de uma FPSO com capacidade de produção de 250.000 barris de óleo por dia. Temos participação também no Campo Akpo, no bloco OML 130, operado pela Total, com produção programada para iniciar no final de 2008, também por uma FPSO (185.000 barris de óleo por dia), agora em construção. Em 2006, perfuramos 6 poços de desenvolvimento no campo Agbami e 6 no campo Apko. O Agbami e o Akpo são, ambos, considerados campos de óleo de Classe Mundial e esperamos que nossa participação na produção deles corresponda a um total de 67.000 barris de óleo por dia em seu ponto máximo. Duas outras descobertas estão sob avaliação no Bloco OML 130: campos Egina e Preowey, onde perfuramos um poço de extensão bem sucedido em cada campo, em 2006. Durante 2006, também perfuramos um poço de exploração, conhecido como poço não produtivo pioneiro, no Bloco OML-130.

Somos a empresa operadora em dois outros blocos de exploração na Nigéria. Em OPL-324, com a ExxonMobil e Statoil como parceiras, perfuramos um poço de exploração em 2006, cumprindo o compromisso de exploração para a segunda fase contratual, que termina em dezembro de 2008. Nossa participação no Bloco OPL-315 foi adquirida na última Rodada de Licitação nigeriana, realizada em agosto de 2005. O Contrato de Compartilhamento de Produção com a NNPC foi assinado em fevereiro de 2006. Nossos parceiros nesse empreendimento são a Statoil e a Ask Petroleum.

Nós nos retiramos do bloco de exploração OPL-250 e somos a empresa ativa em dois outros blocos de exploração, OPL-324 e OPL-315. Em 2006 perfuramos um poço de exploração não produtivo no Bloco 324. A participação no Bloco OPL-315 foi adquirida na última Rodada da Licitação Nigeriana, realizada em agosto de 2005 e espera-se que o primeiro poço de exploração seja perfurado em 2007.

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Em 2006, na Guinea Equatorial, tínhamos uma participação de 50% na perfuração de um poço em águas profundas operado pela Chevron no Bloco L, que se revelou não produtivo. A Chevron e a Hess encerraram as operações no Bloco L, enquanto nós e nossos outros parceiros, Tollow Oil e Sasol, aguardamos uma decisão do governo da Guinea Equatorial a respeito da solicitação de uma prorrogação de três anos da atual concessão da fase de exploração, com cobertura sísmica adicional como compromisso. Nossa participação no Bloco L aumentaria para 67%, e seríamos os operadores.

Em 12 de março de 2005, assinamos um contrato de exploração e produção conjunta com a estatal da Líbia, National Oil Corporation (NOC). Esse contrato prevê a exploração de quatro blocos na Área 18, que têm uma extensão de 10.307 quilômetros quadrados e estão localizados no Mar Mediterrâneo em águas com profundidades de 200 a 700 metros. Detemos uma participação de 70% em um consórcio com a Oil Search Limited (OSL) e seremos a empresa ativa na área. De acordo com esse contrato, a fase de exploração durará cinco anos e poderá ser prorrogada por mais 25 anos se forem feitas descobertas. Seremos obrigados a perfurar um poço e conduzir avaliações sísmicas.

A filial angolana de nossa subsidiária integral, Petrobras Internacional Braspetro B.V., continuou a atuar como parceira não operacional em duas licenças nos termos de contratos de compartilhamento de petróleo. Nenhuma perfuração exploratória foi realizada em Angola durante 2006. Em 31 de dezembro de 2006, nossas reservas provadas combinadas de petróleo e gás natural em Angola eram de aproximadamente 7,4 milhões de barris de óleo equivalente. No ano de 2006, a produção de petróleo foi de 5,37 mil barris por dia em média.

Participamos recentemente em três rodadas de licitação promovidas pelo governo angolano em 2006 e adquirimos participações em 4 blocos de exploração no mar em Angola: Blocos em águas profundas 15/06, 18/06 e 26, sendo a operadora nos dois últimos, e Bloco 6 em águas rasas, também sendo a operadora. A atividade de perfuração nesses blocos começará no mínimo em 2008. O Bloco 18/06 é a área restante do Bloco 18, operado pela BP. Da mesma forma, o Bloco 18/06, que é a área restante do Bloco 15/06, é operado pela Exxon.

Na Tanzânia, adquirimos e processamos novos dados sísmicos nos Blocos 5 e 6, localizados em águas profundas e ultra-profundas da Bacia Mafia. O contrato de compartilhamento de produção do Bloco 6 (11.099 km2) foi assinado em dezembro, que, juntamente com o Bloco 5, totaliza 20,3 mil km2. Detemos 100% dos direitos e do direito operacional em ambos os blocos. Dependendo dos estudos agora em andamento, podemos entrar em uma parceria no Bloco 5 para ir para a fase seguinte garantindo uma licença de exploração e perfurando o primeiro poço nesse Bloco.

Adquirimos uma participação de 17% no Bloco Zambezi Delta em Moçambique, uma área de 45.000 km2 localizada no mar de Moçambique. A Empresa tem o compromisso de perfurar um poço em 2007. Também esperamos um estudo sísmico para este ano.

Em novembro de 2006, também assinamos um Memorando de Entendimento com uma estatal local denominada Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH), para realizar conjuntamente estudos de E&P e atividades de biocombustível relacionadas no país, bem como treinamento profissional.

Atividades no Oriente Médio

No Irã, temos uma empresa denominada Petrobras Middle East B.V. (PEMID) e a principal atividade é a exploração e produção de petróleo. Em 14 de julho de 2004, a PEMID assinou um Contrato de Prestação de Serviço com a National Iranian Oil Company, ou NIOC, com relação à operação de exploração no bloco Tusan em águas rasas do Golfo Pérsico ou Área de Contrato. O período de exploração previsto no Contrato deverá ser de 3,5 anos. As operações autorizadas pela NIOC a serem realizadas pela PEMID estão relacionadas principalmente à exploração e avaliação de petróleo por métodos topográficos, geológicos, geofísicos e outros métodos incluindo atividades de aquisição sísmica, perfuração e todas as outras atividades normalmente relacionadas à exploração na Área de Contrato. Detemos uma participação de 100% nesse bloco. A exploração será realizada pela Petrobras Middle East B.V., que foi constituída em outubro de 2004. O primeiro poço de exportação do Bloco Tusan foi perfurado no final de 2006. Durante 2006, avaliamos outras oportunidades de exploração no Oriente Médio.

De acordo com os termos do Contrato, durante o período de exploração, um valor mínimo de US$ 32,2 milhões deve ser gasto e se o Contrato entrar no período de exploração opcional, um outro valor mínimo de US$ 10,0 milhões deverá ser gasto para as operações de exploração na área de Contrato. Em 20 de dezembro de 2005, a

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Empresa recebeu a aprovação da NIOC para gastar US$ 77,8 milhões. Além disso, o total de gastos incorridos será recuperável da NIOC somente se as operações de exploração resultarem na descoberta comercial.

Atividades na Turquia

Na Turquia, temos uma empresa denominada Petrobras Oil & Gas (PO&G) e formamos uma parceria com a Turkish National Oil Company, Turkiye Petrolleri Anonim Ortaklig (TPAO) para explorar e produzir petróleo em dois blocos com um potencial significativo de reserva no Mar Negro. O primeiro é denominado bloco Kirklarelli (Licença 3920), localizados na parte oeste da parte turca do Mar Negro em uma profundidade de água de 1.200 metros. O segundo é denominado bloco Sinop (Licença 3922), localizado na parte central do Mar Negro em uma profundidade de 2.200 metros abaixo da água. Os dois Contratos Operacionais Conjuntos (JOA) foram assinados em 17 de agosto de 2006 e validados pelo governo turco em 27 de dezembro de 2006. De acordo com nossa avaliação técnica concluída, os dois blocos que foram comprados são os que apresentam as melhores possibilidades geológicas.

No final de fevereiro de 2007, concluímos nosso compromisso de levantamento sísmico 3D para ambos os blocos. De acordo com nosso compromisso de perfuração, prestaremos serviços de perfuração para o segundo trimestre de 2009. A esse respeito, assinamos um Memorando de Entendimento (MOU) em março de 2007, com relação ao nosso compromisso de perfuração.

Obtivemos dois dos três blocos oferecidos no processo de concorrência para exploração em águas profundas e produção no Mar Negro realizado pela TPAO.

PifCo

A PifCo foi estabelecida em 24 de setembro de 1997 como uma subsidiária integral da Braspetro Oil Services Company, ou Brasoil, uma subsidiária integral da Petrobras Internacional S.A. (Braspetro), a qual, desde então, foi absorvida por nós. A PifCo foi inicialmente constituída sob a denominação Brasoil Finance Company, a qual foi alterada por uma deliberação especial dos acionistas da PifCo para Petrobras Internacional Finance Company em 25 de setembro de 1997. Em 14 de janeiro de 2000, o conselho de administração da Braspetro e da Petrobras aprovaram a transferência de 100% das ações com direito a voto da PifCo da Brasoil para nossa Empresa. Desde 1o de abril de 2000, a PifCo tem sido nossa subsidiária integral. Em 7 de maio de 2007, substituímos o Contrato Social e Estatuto Social existentes em sua totalidade, por um novo, alterado e consolidado Contrato e Estatuto Social. A PifCo é uma empresa com isenção fiscal constituída com responsabilidade limitada em conformidade com as leis das Ilhas Cayman. A sede da PifCo está localizada em Harbour Place, 103 South Church Street, 4o andar, George Town, Grand Cayman, Ilhas Cayman, e o número de telefone da PifCo é 55-21-2240-1258. Estamos em processo de revisar o atual Contrato e Estatuto Social para aumentar o capital social e alterar o objeto declarado da PifCo. Vide o Item 19 para obter uma descrição do Anexo 1.2 deste Relatório Anual.

Visão Geral dos Negócios da PifCo

A PifCo foi constituída para facilitar e financiar a importação de petróleo e derivados pela Petrobras para o Brasil. Conseqüentemente, a função principal da PifCo é atuar como intermediária entre fornecedores de óleo terceiros e a Petrobras, dedicando-se a compras de petróleo e derivados de fornecedores internacionais e revendendo petróleo e derivados em dólares norte-americanos para a Petrobras, em uma base de pagamento diferido, a um preço que inclui um ágio para compensar a PifCo por seus custos de financiamento. A PifCo em geral é capaz de obter crédito para financiar compras nas mesmas condições concedidas a nós, e a PifCo compra petróleo e derivados com o mesmo preço que os fornecedores cobrariam da Petrobras diretamente.

Como parte de nossa estratégia para expandir nossas operações internacionais e facilitar nosso acesso aos mercados de capitais internacionais, a PifCo obtém empréstimos me mercados de capitais internacionais com o nosso suporte, principalmente por Standby Purchase Agreement dos títulos relacionados.

Além disso, a PifCo também se dedica a diversas atividades que são conduzidas por três subsidiárias integrais:

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• A Petrobras Europe Limited, ou PEL, empresa do Reino Unido que atua como agente e consultora em relação às nossas atividades de negociações na Europa, no Oriente Médio, no Extremo Oriente e na África do Norte;

• A Petrobras Finance Limited, ou PFL, empresa das Ilhas Cayman, que conduz um programa de financiamento com o suporte de vendas futuras de bunker e óleo combustível; e

• A Bear Insurance Company Limited, ou BEAR, empresa constituída nas Bermudas que contrata seguro para nós e nossas subsidiárias.

• Petrobras Singapore Private Limited, ou PSPL, empresa constituída em Cingapura para comercializar petróleo e derivados com relação às nossas atividades de comercialização na Ásia. Essa empresa iniciou suas operações em julho de 2006.

Como parte de nossa reestruturação de nossa área de negócios internacionais, em janeiro de 2003, a PifCo transferiu para nós a Petrobras Netherlands B.V., ou PNBV, empresa holandesa dedicada a atividades de leasing principalmente de equipamentos marítimos a serem usados por nós para a exploração e produção de petróleo e gás natural. A PNBV se tornou nossa subsidiária integral, com entrada em vigor em janeiro de 2003.

Iniciando em 2004, como parte de nossa reestruturação de nossas subsidiárias estrangeiras para centralizar as operações mercantis, a PifCo se dedicou a exportações limitadas de óleo e derivados e começou a armazenar óleo e derivados na Ásia.

Principais Atividades Comerciais da PifCo

A principal atividade da PifCo é a compra de petróleo e derivados para revenda para nossa Empresa e, em uma medida limitada, para terceiros. A PifCo adquire substancialmente todo o seu petróleo e derivados por compras no mercado de taxa a vista ou contratos de fornecimento de curto prazo. A PifCo adquire uma pequena parte de seu petróleo e derivados por contratos de fornecimento de longo prazo. As obrigações de compra da PifCo de petróleo e derivados são, na maioria dos casos, garantidas pela Petrobras. A PifCo vende os produtos para nós ao preço de compra que ela pagou, mais um ágio, determinado de acordo com uma fórmula destinada a repassar os custos médios de capital da PifCo para nós.

Além disso, a PifCo financia suas atividades mercantis de óleo principalmente em bancos comerciais, incluindo linhas de crédito e programas de títulos negociáveis, bem como por empréstimos feitos por nós e pela emissão de títulos nos mercados de capitais internacionais.

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O gráfico a seguir ilustra como a PifCo atua como intermediária entre os fornecedores internacionais de petróleo e a Petrobras.

A PifCo compra petróleo e derivados de fornecedores internacionais de óleo em uma base FOB [livre a bordo] de acordo com termos padrão que tradicionalmente exigem o pagamento em 30 dias a contar do conhecimento de embarque. Antes de fevereiro de 2005, comprávamos petróleo e derivados da PifCo de acordo com os termos que permitiam o pagamento em até 270 dias a contar da data do conhecimento de embarque. Desde fevereiro de 2005, começamos a comprar petróleo e derivados da PifCo de acordo com os termos que permitem o pagamento em até 330 dias a contar da data do conhecimento de embarque. Normalmente seríamos incapazes de cumprir o prazo de pagamento de 30 dias imposto por fornecedores internacionais em virtude da complexidade da alfândega brasileira e dos regulamentos de importação. Por exemplo, se um embarque ao qual um conhecimento de embarque se relaciona tiver que ser entregue a diferentes partes do Brasil, diferentes jogos de documentos devem ser entregues para cada ponto de entrega. Dependendo da localização dos portos de descarregamento, esse processo pode ser concluído em até 120 dias a contar da partida do navio. Em virtude de a PifCo não estar sujeita aos regulamentos brasileiros aplicáveis à Petrobras, a PifCo pode pagar ao fornecedor internacional de forma tempestiva, sem ter que apresentar esses diferentes jogos de documentos. Para cobrir seus custos financeiros, a PifCo inclui um ágio quando ela vende petróleo e derivados para nós.

As subsidiárias da PifCo são:

Petrobras Europa Limited (PEL)

Em maio de 2001, a PifCo constituiu a PEL, a subsidiária integral constituída e estabelecida no Reino Unido, para consolidar nossas atividades mercantis na Europa, no Oriente Médio, no Extremo Oriente e África do Norte. Essas atividades consistem em consultoria, e negociação de termos e condições para o petróleo e derivados fornecidos para a PifCo e a Petrobras, bem como a comercialização de petróleo e derivados brasileiros exportados para áreas geográficas nas quais a PEL opera. A PEL tem um papel de consultora em relação a essas atividades e não assume nenhum risco financeiro ou comercial direto ou indireto. A PEL presta esses serviços de consultoria e comercialização na qualidade de contratada independente, de acordo com um contrato de prestação de serviços entre a PEL e a Petrobras. Em troca, remuneramos a PEL por todos os custos incorridos em relação a essas atividades, mais uma margem.

Petrobras Finance Limited (PFL)

Em dezembro de 2001, a PifCo constituiu a PFL, uma subsidiária integral constituída e registrada nas Ilhas Cayman. A PFL compra, principalmente, óleo combustível da Petrobras e vende os produtos no mercado internacional para gerar recebíveis de exportação para cobrir suas obrigações para transferir esses recebíveis para uma fidúcia de acordo com um programa de pré-pagamento de exportação. Até 1o de junho de 2006, a PFL também

Linhas Comerciais e Emissão de Títulos

US$

Reembolso do Crédito

US$

30 dias a contar do conhecimento de embarque

Bancos Estrangeiros e

Mercados de capitais

PIFCo Fornecedores Estrangeiros de

Óleo Até 330 dias a contar do

conhecimento de embarque

US$

Após coletar documentos

Produto

Petrobras

80

comprou bunker da Petrobras. O programa de pré-pagamento de exportação ajuda a fornecer para a PFL os recursos necessários para comprar derivados da Petrobras, conforme descrito abaixo.

Bear Insurance Company Limited (BEAR)

Em janeiro de 2003, a PifCo recebeu a BEAR da Brasoil. Essa transação ocorreu como parte da reestruturação de nossa área de negócios internacionais. A BEAR atualmente atua como nossa intermediária, fornecendo consultoria e negociando os termos e condições de algumas de nossas apólices de seguro.

Petrobras Singapore Private Limited (PSPL)

Em abril de 2006, a PifCo constituiu uma nova subsidiária integral: Petrobras Singapore Private Limited, ou PSPL, empresa constituída em Cingapura para comercializar petróleo e derivados em relação às nossas atividades mercantis na Ásia. Essa empresa iniciou as operações em 1o de julho de 2006.

Programa de Pré-Pagamento de Exportação

Vendemos e entregamos óleo combustível e, sujeito a certas condições, outros derivados (conjuntamente, “Produtos Qualificados”) para a PFL de acordo com dois contratos principais: Contrato Mestre de Exportação e Contrato de Pré-Pagamento. Até 1o de junho de 2006, o bunker também era um Produto Qualificado de acordo com o Contrato, mas foi excluído do Programa após uma Solicitação de Consentimento aprovada pelos investidores em 23 de maio de 2006. A PF Export Receivables Master Trust, ou Trust, foi constituída em conformidade com as leis das Ilhas Cayman para fornecer à PFL os recursos necessários para comprar os Produtos Qualificados da Petrobras e revender esses produtos pelos acordos descritos abaixo.

Em 21 de maio de 2003, a Trust emitiu para a PFL US$ 550 milhões de Senior Trust Certificates (doravante denominados “Senior Trust Certificates Série 2003-A”), com vencimento em 1o de junho de 2015. Na mesma data, a Trust emitiu US$ 200 milhões de Senior Trust Certificates (doravante denominados “Senior Trust Certificates Série 2003-B”), com vencimento em 1o de junho de 2013. Os Senior Trust Certificates Série 2003-A, junto aos Senior Trust Certificates Série 2003-B e aos Senior Trust Certificates Série 2001, representam participações beneficiárias não divididas primárias nos bens da Trust (que não certos bens de caridade detidos pela Trust).

Na mesma data, a Trust também emitiu para a PFL US$ 110 milhões em Series 2003-A Junior Trust Certificates e US$ 40 milhões em Junior Trust Certificates Série 2003-B (conjuntamente, doravante denominados “Junior Trust Certificates Série 2003”). Os Junior Trust Certificates Série 2003 representam, participações beneficiárias não divididas subordinadas secundárias nos bens da Trust (que não os bens de caridade).

Os Senior Trust Certificates série 2003-A, os Senior Trust Certificates série 2003-B e os Junior Trust Certificates série 2003-A, os Junior Trust Certificates série 2003-B são denominados, conjuntamente, Trust Certificates série 2003.

A PFL concordou em transferir para a Custodiante, em troca pelos Senior Trust Certificates Série 2003 e Junior Trust Certificates Série 2003, o direito a um valor especificado adicional de recebíveis a serem gerados com a venda pela PFL dos Produtos Qualificados com um valor igual ao valor total programado a ser pago a respeito dos Senior Trust Certificates Série 2003 e dos Junior Trust Certificates Série 2003. O valor de recebíveis programado a ser designado para a venda em qualquer período trimestral representa uma parte, porém, não todos, os recebíveis previstos a serem gerados da venda de Produtos Qualificados pela PFL nesse período. O restante desses recebíveis permanece propriedade da PFL.

O pagamento tempestivo dos juros, e do principal programado, dos Senior Trust Certificates Série 2003-B é garantido de forma incondicional e irrevogável por apólices de seguro de garantia financeira emitidas pela MBIA Insurance Corporation. Os Senior Trust Certificates Série 2003-A não têm o benefício de nenhuma apólice de seguro de garantia financeira.

Além dos Senior Trust Certificates Série 2003 atualmente em circulação, séries adicionais de senior trust certificates (que podem ou não ter o benefício de uma apólice de seguro de garantia financeira) poderão ser emitidas

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para a PFL periodicamente se a Petrobras concordar em vender Produtos Qualificados adicionais para a PFL em um valor que seja adequado para fazer todos os pagamentos exigidos nos termos das séries adicionais de senior trust certificates e se outras determinadas condições forem cumpridas.

Os outros Senior Trust Certificates, emitidos em 2001, foram pré-pagos. A PFL pagou previamente os Senior Trust Certificates (Série 2001-A2 e 2001-C) à taxa flutuante em 1o de setembro de 2005 e os Senior Trust Certificates (Série 2001-A1 e 2001-B) à taxa fixa em 1o de março de 2006, de acordo com as disposições aplicáveis dos contratos regentes.

Negócios de Bunker e Óleo Combustível da Petrobras

Conforme descrito acima, a PFL, subsidiária integral da PifCo, compra óleo combustível da Petrobras e vende os produtos no mercado internacional para gerar recebíveis de exportação para cobrir suas obrigações nos termos do programa de pré-pagamento de exportação. Até 1o de junho de 2006, a PFL também comprava bunker dos EUA, mas, desde então, estamos vendendo bunker no mercado internacional diretamente e esse produto não está mais sujeito ao nosso programa de pré-pagamento de exportação.

Bunker é um termo comum para combustíveis marítimos que não queimados nas caldeiras ou motores dos navios. A Petrobras produz e exporta dois tipos de bunker: óleo combustível intermediário ou combustível marítimo (para os principais motores de navios e, ocasionalmente, motores auxiliares) e óleo diesel marítimo ou gasóleo marítimo (para motores auxiliares e motores principais de navios militares).

A produção de bunker da Petrobras em 2006 foi de 29.629 milhões de barris, em comparação com os 28.000 milhões de barris em 2005 e 27,425 milhões de barris em 2004. A produção total de bunker da Petrobras totalizou 141.664 milhões de barris para o período de 1o de janeiro de 2002 a 31 de dezembro de 2006. A Petrobras exporta aproximadamente 80% do bunker que ela produz, com exceção do bunker usado pela frota da Petrobras. O bunker vendido no Brasil pela Petrobras para navios detidos por empresas não brasileiras é considerado uma exportação nos termos dos regulamentos brasileiros.

PRODUÇÃO ANUAL DE BUNKER DA PETROBRAS

2006 2005 2004 2003 2002 (milhões de barris) Exportação...................................................... 23.588 22.948 22.452 21.402 23.653 Consumo Doméstico ...................................... 1.614 1.313 1.061 1.048 1.620 Frota da Petrobras........................................... 4.427 3.739 3.912 4.291 4.596 Total............................................................... 29.629 28.000 27.425 26.741 29.869

O óleo combustível é originado de frações residuais de unidades de destilação na refinaria e de outros

processos tais como desasfaltação. Os diluentes em forma de cutter stocks mais leves são misturados ao pool de resíduo para criar a viscosidade desejada para diferentes tipos de óleo combustível.

Os principais compradores de óleo combustível da Petrobras incluem empresas de serviços públicos, refinarias e negociantes. O óleo combustível é usado pelas indústrias e empresas de serviços públicos para operar máquinas e gerar eletricidade. Os edifícios comerciais e residências usam óleo combustível para fins de aquecimento, e as refinarias usam o óleo combustível para fins de mistura.

Vendas de Exportação de Óleo Combustível

A tabela a seguir estabelece as vendas de exportação de óleo combustível da Petrobras no período de 2002 a 2006:

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VENDAS DE EXPORTAÇÃO DE ÓLEO COMBUSTÍVEL

2006 2005 2004 2003 2002 Milhões de US$ ................................................... 1.500,1 1.077,6 1.306,1 967,3 697,0 Milhões de Barris.................................................. 67,3 25,5 47,5 38,4 30,8

Estrutura Organizacional

Todas as nossas 22 subsidiárias diretas estabelecidas abaixo foram constituídas em conformidade com as leis do Brasil, salvo a PifCo, a Petrobras International Braspetro B.V. (PIB BV), a Braspetro Oil Company (BOC), a Braspetro Oil Services Company (Brasoil) e a Petrobras Netherlands B.V. (PNBV), que foram constituídas no exterior. Vide o Anexo 8.1 para obter uma lista completa de nossas subsidiárias.

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O diagrama a seguir apresenta nossas subsidiárias consolidadas significativas em 31 de dezembro de 2006:

Brasoil

PifCo

BOC

PNBV

PIB BV

PPSL

PAI

PEPSA

Gaspetro

PETROBRAS

Transpetro

Downstream

Termorio

FAFEN Energia

Petrobras Comercializadora de Energia

Usina Térmica Nova Piratininga

Petrobras Negócios Eletrônicos

Baixada Santista

5283

SFE-Soc. Fluminense de Energia

Termoceará

PetroquisaPetroquisa

REFAPREFAP

TBGTBG

BRBR

ABROADBRAZIL

Termomacaé Ltda

Termomacaé Comercialização de Energia

Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística

PasadenaRefiningSystem

Vide o Anexo 8.1 para obter uma lista completa de nossas subsidiárias, incluindo seus nomes completos, jurisdições de constituição e a porcentagem de nossa participação patrimonial.

BRASIL EXTERIOR

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Ativo Permanente

Petrobras

De acordo com as leis brasileiras, o governo brasileiro detém todas as reservas de petróleo e gás natural no Brasil, e temos certos direitos de explorar essas reservas de acordo com concessões. Substancialmente todos os nossos bens, consistindo em instalações de refino e armazenagem, produção, fabricação e transporte, estão localizados no Brasil. Nossos principais ativos tangíveis próprios e arrendados consistem em nossos poços, nossas plataformas, nossas instalações de refino, nossos dutos, nossos navios e outros ativos de transporte e nossas usinas de energia. Alguns desses ativos estão sujeitos a ônus, porém, o valor desses ativos onerados não é relevante. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa” para obter uma descrição de nossas reservas, fontes de petróleo e gás natural, principais ativos tangíveis e planos relevantes para expansão e aprimoramentos em nossas instalações.

PifCo

A PifCo não detém nem arrenda nenhum bem tangível relevante nem ativo permanente. A maioria dos ativos da PifCo consiste em melhorias em imóveis arrendados, computadores e móveis e equipamentos. Em janeiro de 2003, a PifCo transferiu sua subsidiária PNBV para a Petrobras como parte de nossa reestruturação de nossas subsidiárias de acordo com as áreas de negócios que cada subsidiária conduz.

Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil

Estrutura Regulamentar

De acordo com as leis brasileiras, o governo brasileiro detém todas as reservas de petróleo e gás natural no Brasil. Além disso, o Artigo 1 da Lei no 2.004 de 1953 concedeu ao governo brasileiro um monopólio sobre a pesquisa, exploração, produção, refino e transporte de petróleo e derivados no Brasil e sua plataforma continental, sujeito somente ao direito de as empresas dedicadas ao refino de petróleo e à distribuição de derivados naquele momento continuarem com essas atividades. De acordo com o Artigo 2 da Lei no 2.004, o governo brasileiro nos tornou seu representante exclusivo para fins de exploração do monopólio do governo brasileiro. Em 1988, quando ele promulgou a atual Constituição brasileira, o Congresso brasileiro incorporou o Artigo 1 da Lei no 2.004 à Constituição e incluiu dentro do escopo do monopólio do governo brasileiro a importação e exportação de petróleo e derivados.

Com início em 1995, o governo brasileiro assumiu uma reforma abrangente do sistema regulamentar de petróleo e gás do país. Em 9 de novembro de 1995, o Congresso brasileiro alterou a Constituição brasileira para autorizar o governo brasileiro a contratar qualquer empresa estatal ou privada para conduzir as atividades relacionadas às áreas de exploração e produção e de distribuição e refino do setor de petróleo e gás brasileiro. Conseqüentemente, essa alteração tornou possível encerrar nosso monopólio concedido pelo governo. A alteração foi implementada pela promulgação da Lei do Petróleo no 9.478, que revogou a Lei no 2.004.

A Lei do Petróleo previu o estabelecimento de uma nova estrutura regulamentar, encerrando nossa representação exclusiva e possibilitando a concorrência em todos os aspectos do setor de petróleo e gás no Brasil. Como resultado dessa alteração à constituição e à subseqüente e contínua implementação das alterações de acordo com a Lei do Petróleo, suas alterações e regulamentos relacionados, estamos operando em um ambiente de desregulamentação gradual e concorrência crescente.

A Lei do Petróleo também criou uma agência reguladora independente, Agência Nacional de Petróleo, Gas, e Combustíveis Renováveis (ANP). A função da ANP é controlar o setor de óleo e gás natural no Brasil. O principal objetivo da ANP é criar um ambiente competitivo para as atividades de petróleo e gás no Brasil que levarão o mais baixo preço e os melhores serviços para os consumidores. Entre suas principais responsabilidades está o controle dos termos de concessões para desenvolvimento de exploração e produção e fazer novas concessões de exploração. Vide o Item 10. “Informações Adicionais — Contratos Relevantes — Petrobras — Contratos de Concessão com a ANP.”

A Lei do Petróleo nos concedeu o direito exclusivo de explorar as reservas de petróleo em todos os campos nos quais tivermos iniciado anteriormente a produção, de acordo com o contrato de concessão celebrado com a ANP

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em 6 de agosto de 1998. Para cada área de concessão, recebemos um período de exclusividade de 27 anos a partir da data em que o campo foi declarado comercialmente lucrativo.

A Lei do Petróleo também estabeleceu uma estrutura de procedimentos para que nós reivindiquemos direitos exploratórios exclusivos por um período de até três anos, que foi, posteriormente, prorrogado para cinco anos, a respeito de áreas nas quais pudemos demonstrar que tínhamos “perspectivas estabelecidas” antes da promulgação da Lei do Petróleo. Para formalizar nossa reivindicação de explorar e desenvolver essas áreas, tivemos que demonstrar que tínhamos a capacidade financeira necessária para conduzir essas atividades, de forma isolada ou por nossos acordos de cooperação.

Todo ano somos obrigados a apresentar nosso orçamento de investimentos para o exercício fiscal seguinte para o Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão e o Ministério das Minas e Energias. Depois de revisado por esses órgãos, o orçamento de investimentos é, então, submetido ao Congresso brasileiro para aprovação. Como resultado desse processo, o nível total de nossos investimentos para cada exercício fiscal é controlado, apesar da aplicação específica de recursos ser deixada a nosso critério. Desde meados de 1991, obtemos valores substanciais de nosso financiamento dos mercados de capitais internacionais, principalmente através da emissão de títulos negociáveis e títulos de curto, médio e longo prazo, e temos sido cada vez mais capazes de obter recursos de longo prazo para grandes itens de investimentos tais como sondas e plataformas.

Nossos objetivos estratégicos e planejamento estão sujeitos à supervisão do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão. Nossas atividades também estão sujeitas ao controle do Ministério da Fazenda e do Ministério das Minas e Energia, entre outros. Além disso, como nossas ações ordinárias e preferenciais e nossas ADSs são negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo e na Bolsa de Valores de Nova York, respectivamente, também somos controladas pela Comissão de Valores Mobiliários (ou CVM), pela Securities and Exchange Commission, Comisión Nacional del Mercado de Valores – CNMV e Comisión Nacional de Valores, ou CNV, em 27 de abril de 2006.

O Brasil não é membro da OPEC, mas fomos convidados para participar das reuniões da OPEC como observadores. Portanto, nem o Brasil nem nós estamos vinculados pelas diretrizes da OPEP. Entretanto, à medida que a OPEP influencia os preços internacionais de petróleo, nossos preços são afetados, já que nossos preços estão ligados aos preços internacionais de petróleo.

Regulamentação de Preços

Desde 2 de janeiro de 2002, de acordo com a Lei no 9.990, e conforme estabelecido abaixo, o governo brasileiro eliminou os controles de preço para petróleo e derivados, salvo o gás natural vendido para usinas termoelétricas qualificadas. Isso levou a uma maior concorrência e ajustes adicionais de preço, já que outras empresas foram autorizadas a participar no mercado brasileiro e importar e exportar petróleo, derivados e gás natural para o Brasil e do Brasil.

Os preços permanecem controlados, entretanto, por certos contratos de venda de gás natural e eletricidade.

Para permitir a tributação de todo petróleo, derivados e gás natural importados junto à abertura do mercado a todos os participantes, o governo brasileiro estabeleceu um imposto sobre consumo a ser aplicado a respeito da venda e importação de petróleo, derivados e de gás natural (Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico, ou CIDE). Até 30 de abril de 2004, os valores pagos como CIDE podiam ser deduzidos dos pagamentos dos tributos PIS/PASEP e COFINS.

Em 1o de maio de 2004, importantes alterações foram feitas a respeito da tributação de vendas de derivados. O valor pago como CIDE que pode ser deduzido do PIS (Programa de Integração Social)/PASEP (Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público) e COFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social) foi reduzido a zero. Os tributos PIS/PASEP e COFINS, anteriormente impostos de valor agregado sobre produtos importados, foram convertidos em impostos de valor específico, e a CIDE foi alterada para as seguintes alíquotas:

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Produto

Alíquota de PIS/PASEP e COFINS

CIDE

(reais/m3, exceto GLP/tonelada métrica)Gasolina........................................... R$ 261,60 280,0 Diesel............................................... 148,00 70,0 Combustível para aeronaves............ 71,20 - GLP ................................................. 167,70 -

Para certas transações mercantis, o contribuinte pode até optar por pagar o PIS/PASEP e COFINS como impostos de valor agregado.

Anteriormente, desde a implementação da Lei do Petróleo em 1997 e até 31 de dezembro de 2001, houve

uma significativa desregulamentação no setor brasileiro de petróleo e gás e o governo brasileiro alterou suas políticas de regulamentação de preço. De acordo com esses regulamentos, o governo brasileiro:

• Introduziu uma nova metodologia para determinar o preço de derivados destinada a acompanhar os preços internacionais vigentes e a taxa de câmbio real/dólar norte-americano;

• Eliminou a regulamentação do custo no qual podemos registrar petróleo e derivados importados em nossos custos de vendas;

• Eliminou gradativamente os controles sobre os preços no atacado nos quais podemos vender nossos derivados, exceto o diesel, a gasolina e o GLP;

• Com validade a partir de 28 de julho de 1998, eliminou os subsídios de equalização de custo de transporte conhecido como Frete para Uniformização de Preços (ou FUP), no caso dos subsídios de transporte para derivados, e o Frete para Uniformização de Preços do Álcool (ou FUPA), no caso dos subsídios de transporte para álcool combustível; e

• Continuou a exigir que atuemos como administradores do governo brasileiro para o programa de álcool combustível.

Até a aprovação da Lei do Petróleo 9.478 em 1997, o governo brasileiro tinha o poder para controlar todos os aspectos da determinação de preço de petróleo, derivados, álcool combustível e outras fontes de energia no Brasil, incluindo gás natural e energia.

Derivados e Refinado

De acordo com a Lei do Petróleo e subseqüentemente à legislação de acordo com a Lei no 10.336 datada de 19 de dezembro de 2001, os mercados de petróleo e gás no Brasil passaram por uma alteração regulamentar a partir de 2 de janeiro de 2002. Como parte dessa medida:

• O governo brasileiro não determina mais os preços de vendas para petróleo e derivados; e

• O governo brasileiro estabeleceu a CIDE, um imposto de consumo pagável ao governo brasileiro exigida a ser paga por produtores, instalações de mistura e importadores sobre vendas e compras de produtos específicos de petróleo e combustível a um valor determinado para diferentes produtos com base na unidade de medida normalmente usada para esses produtos.

Até a promulgação da Lei do Petróleo, o governo brasileiro controlava todos os aspectos da determinação de preço de petróleo e derivados no Brasil, a partir do preço de petróleo importado para uso em nossas refinarias, até o preço de derivados refinados cobrados do consumidor.

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Gás Natural

A partir de janeiro de 2002, os controles de preço de gás natural no Brasil foram eliminados. Alguns contratos que foram assinados de acordo com o sistema antigo de controles de preço ainda estão em vigor, mas novos contratos devem conter cláusulas que garantam que os preços são negociados livremente entre as partes.

A Conta de Petróleo e Álcool – Certificação e Liquidação. Conforme previsto na Lei do Petróleo 9.478, o mercado de combustível no Brasil foi liberado dos controles de preço a partir de 1o de janeiro de 2002, permitindo que outras empresas produzam e vendam no mercado doméstico e, também, importar e exportar óleo e derivados. Além disso, a partir de 1o de janeiro de 2002, não fomos mais obrigados a cobrar os preços estabelecidos pelo governo brasileiro sobre a venda de derivados, e o preço de realização não é mais estabelecido por uma fórmula ajustada ao mercado internacional.

Considerando a liberação do mercado e a legislação vigente, a partir de 1º de janeiro de 2002, a Conta de Petróleo e Álcool não é mais usada para reembolsar as despesas relacionadas ao fornecimento de derivados e álcool combustível para a Petrobras e terceiros. Os movimentos na conta nos períodos posteriores a 2002 se relacionam apenas a (i) pagamentos e ajustes determinados pela Agência Nacional do Petróleo - ANP sem impacto na demonstração do resultado e (ii) ajustes resultantes da auditoria da conta pela ANP.

O Comitê de Auditoria Integrada ANP/STN apresentou, em 23 de junho de 2004, seu relatório final certificando e aprovando o saldo da contra de Petróleo e Álcool. A conclusão desse processo de auditoria para a conta de Petróleo e Álcool estabelece a base para concluir o processo de liquidação entre o governo brasileiro e nós.

Conforme definido na Lei no 10.742 datada de 06 de outubro de 2003, a liquidação da conta de Petróleo e Álcool com o governo brasileiro deveria ter sido concluída até 30 de junho de 2004. Estivemos trabalhando com o Ministério das Minas e Energia – MME e a Secretaria do tesouro Nacional – STN para resolver as questões restantes necessárias para concluir o processo de liquidação.

Para facilitar a liquidação exigida, em 30 de junho de 1998, o governo brasileiro emitiu Notas do Tesouro Nacional - Série H para a Petrobras, representando o crédito devido à Petrobras pelo governo brasileiro da Conta de Petróleo e Álcool. As notas foram depositadas em um depositário federal para dar suporte ao saldo dessa conta.

As Notas do Tesouro Nacional - Série H venceram em 30 de junho de 2004. Em 30 de junho de 2004, havia 138.791 Notas do Tesouro Nacional - Série H em circulação no valor de US$ 56 milhões contra o saldo da Conta de Petróleo e Álcool, que era de US$ 241 milhões. Em 2 de julho de 2004, o Governo brasileiro fez um depósito em uma conta em nosso nome no valor de US$ 56 milhões para pagamento das notas. Entretanto, somente US$ 3 milhões desse valor foram disponibilizados para a Petrobras. Não temos acesso aos restantes US$ 53 milhões, que representam uma garantia parcial do saldo da Conta de Petróleo e Álcool, de acordo com a determinação da Secretaria do Tesouro Nacional (STN). A natureza legal, válida e vinculativa da conta não é afetada por nenhuma diferença entre o saldo da conta e o valor das notas em circulação.

O saldo restante da conta de Petróleo e Álcool pode ser pago conforme a seguir: (1) Notas do Tesouro Nacional emitidas no mesmo valor que o saldo final da conta de Petróleo e Álcool; (2) compensação do saldo da conta de Petróleo e Álcool, com qualquer outro valor que devemos para o Governo brasileiro, incluindo impostos; ou (3) por uma combinação das opções acima.

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A tabela a seguir resume as alterações na Conta de Petróleo e Álcool de 2006, 2005 e 2004:

No Exercício Findo em 31 de dezembro de

2006 2005 2004 (em milhões de dólares norte-americanos) Saldo de abertura .............................................................................. $329 $282 $239 Reembolsos para a Petrobras: transporte de derivados..................... — — 1 Receita financeira ............................................................................. 7 9 4 Resultados de certificação/processo de auditoria conduzido pelo governo brasileiro............................................................................. — — 16 Liquidação parcial ............................................................................ — — (3) Ganho (perda) de conversão(1) ....................................................... 32 38 25 Saldo final........................................................................................ $368 $329 $282

(1) Os ganhos (perdas) de conversão de taxa de câmbio são registrados como um componente de ajustes de conversão acumulados.

O aumento de US$ 39 milhões no saldo da Conta de Petróleo e Álcool durante 2006 foi, principalmente, um resultado da valorização de 10,7% do real frente ao dólar norte-americano.

Regulamento de Exploração e Desenvolvimento

Durante a época em que tínhamos um monopólio concedido pelo governo no Brasil para operações de petróleo e gás, tínhamos o direito de explorar todas as áreas de produção, exploração e desenvolvimento no Brasil. Quando o monopólio concedido pelo governo foi encerrado, o governo brasileiro foi autorizado a contratar qualquer empresa estatal ou privada para o desenvolvimento das áreas de exploração e produção e de distribuição e refino do setor brasileiro de petróleo e gás. Antes de estabelecer as rodadas de licitação para concessões, o governo brasileiro nos concedeu o direito exclusivo de explorar as reservas de petróleo nas quais tínhamos iniciado anteriormente as operações. Em 1998, a ANP começou a conduzir rodadas de licitação para conceder concessões para as áreas de produção, exploração e desenvolvimento, e fomos obrigados a concorrer por concessões.

Com a entrada em vigor da Lei do Petróleo e dos regulamentos promulgados pela ANP em seus termos, as concessionárias são obrigadas a pagar ao governo o seguinte:

• Bônus de assinatura;

• Aluguéis para a ocupação ou manutenção das áreas;

• Participação especial; e

• Royalties.

Os bônus mínimos de assinatura são publicados nas normas da licitação para as concessões que estão sendo leiloadas, porém, o valor real tem como base o valor da oferta vencedora e deverá ser pago na assinatura do contrato de concessão.

Os aluguéis para a ocupação e manutenção das áreas de concessão são determinados pelas normas da licitação relacionadas e são pagáveis anualmente. Para os fins de calcular os aluguéis, a ANP leva em consideração fatores tais como a localização e o tamanho do bloco de concessão relevante, a bacia sedimentar e suas características geológicas.

A participação especial é um encargo extraordinário que devemos pagar no caso de altos volumes de produção e/ou lucratividade em nossos campos, de acordo com critérios estabelecidos pelo regulamento aplicável, e é pagável trimestralmente para cada campo a partir da data na qual a produção extraordinária ocorrer. Essa taxa de participação, sempre que for devida, varia entre 0% e 40% dependendo:

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• Do volume de produção; e

• De se o bloco está em terra ou no mar e, se estiver no mar, se está em águas rasas ou águas profundas.

De acordo com a Lei do Petróleo e os regulamentos aplicáveis, a participação especial é calculada com base nas receitas líquidas trimestrais de cada campo, que consistem nas receitas brutas calculadas usando preços de referência publicados pela ANP (refletindo os preços internacionais e a taxa de câmbio) menos:

• Os royalties pagos;

• Investimento em exploração;

• Custos operacionais; e

• Ajustes de depreciação e impostos aplicáveis.

A ANP também é responsável por determinar os royalties mensais pagáveis a respeito da produção. Os royalties gerados correspondem a uma porcentagem que varia entre 5% e 10% aplicada aos preços de referência para óleo ou gás natural, conforme estabelecido no edital de licitação pertinente e no contrato de concessão. Praticamente toda a nossa produção atualmente paga a taxa máxima de 10%. Na determinação dos royalties aplicáveis a um bloco de concessão específico, a ANP considera, entre outros fatores, os riscos geológicos envolvidos e os níveis de produção previstos.

A Lei do Petróleo também exige que as concessionárias de campos em terra paguem para o proprietário do imóvel uma taxa de participação especial que varia entre 0,5% e 1,0% das receitas operacionais líquidas derivadas da produção do campo.

Regulamentos Ambientais

Todas as fases dos negócios de petróleo e gás natural apresentam riscos e perigos ambientais. Nossas instalações no Brasil estão sujeitas a uma ampla variedade de exigências de leis, regulamentos e permissões federais, estaduais e locais em relação à proteção da saúde humana e do meio ambiente. No nível federal, nossas atividades no mar e as atividades que envolvem mais de um estado da Federação estão sujeitas à autoridade administrativa do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis, ou IBAMA, e à autoridade regulamentar do Conselho Nacional do Meio Ambiente, que emite licenças operacionais ou de perfuração. A manutenção das licenças exige a apresentação de relatórios, incluindo relatórios de monitoramento de poluição e segurança (IOPP) para o IBAMA. As condições ambientais, de saúde e segurança em terra são controladas no nível estadual e não no federal. A Lei no 6.938 de 31 de agosto de 1981, e os regulamentos e decretos subseqüentes, estabeleceram a responsabilidade civil por dano ambiental, mecanismos para execução de padrões ambientais e exigências de licenciamento para atividades poluentes.

A Resolução no 23 do CONAMA de 1994 exige que a Petrobras conduza estudos ambientais em relação a algumas de nossas atividades. Devemos eliminar, reduzir ou compensar as partes pertinentes por quaisquer efeitos ambientais desfavoráveis identificados através desses estudos.

Em 27 de dezembro de 2000, a Lei no 10.165, modificando a Lei no 6.938, criou a Taxa de Controle e Fiscalização Ambiental (ou TCFA). A lei confere poderes ao IBAMA para cobrar, trimestralmente, certas taxas da Petrobras e outras empresas que cumprem um limite mínimo de receitas, se dedicam a atividades com potencial de danos ambientais e/ou estão explorando recursos naturais no Brasil. No presente, não consideramos que essa taxa imposta pelo IBAMA seja relevante. A Confederação Nacional da Indústria brasileira (ou CNI), está atualmente contestando essas taxas com base em inconstitucionalidade no Supremo Tribunal Federal, or STF.

As leis e regulamentos ambientais brasileiros prevêem restrições e proibições sobre vazamentos e liberações ou emissões de várias substâncias perigosas produzidas junto às nossas operações. As leis e regulamentos ambientais brasileiros também regem a operação, manutenção, abandono e reclamação de poços, refinarias, terminais, estações de serviço e outras instalações. A conformidade com essas leis e regulamentos pode exigir gastos significativos, e as violações podem resultar em multas e penalidades, algumas das quais podem ser relevantes.

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Além disso, as operações e empreendimentos que têm um impacto ambiental significativo, especialmente a perfuração de novos poços e a expansão de refinarias, exigem que nós solicitemos avaliações de impacto ambiental de acordo com os procedimentos de licenciamento federais e estaduais. De acordo com as leis ambientais brasileiras, propusemos a assinatura de contratos de compromisso ambiental, ou celebramos esses contratos, com as agências de proteção ambiental e/ou ministérios públicos federais ou estaduais, nos quais concordamos em tomar certas medidas para concluir o licenciamento ambiental para diversas de nossas instalações operacionais.

De acordo com a Lei no 9.605 de 12 de fevereiro de 1998, as pessoas físicas ou jurídicas cuja conduta ou atividades causarem estragos ao ambiente estão sujeitas a sanções criminais e administrativas, bem como quaisquer custos para reparar os danos reais resultantes desse estrago. As pessoas físicas ou jurídicas que cometerem um crime contra o ambiente estão sujeitas a penalidades e sanções que variam de multas a prisão, para pessoas físicas, ou, suspensão ou interrupção de atividades ou proibição para celebrar quaisquer contratos com órgãos governamentais por até dez anos para pessoas jurídicas. As agências de proteção ambiental governamentais também poderão impor sanções administrativas àqueles que não cumprirem as leis e regulamentos ambientais, incluindo, entre outros:

• multas;

• suspensão parcial ou total das atividades;

• obrigações de prover recursos para obras de recuperação e projetos ambientais;

• prescrição ou restrição de incentivos ou benefícios fiscais;

• fechamento dos estabelecimentos ou empreendimentos; e

• prescrição ou suspensão da participação em linhas de crédito com estabelecimentos de crédito oficiais.

De acordo com a Lei no 9.966 de 2000, as entidades que operam portos organizados e instalações portuárias e proprietários ou operadores de plataformas e suas instalações de suporte devem realizar auditorias ambientais independentes a cada dois anos, com a finalidade de avaliar a administração ambiental e os sistemas de controle em suas unidades. Estamos em total conformidade com essa lei.

A Lei no 9.985 de 19 de julho de 2000 estabelece uma compensação ambiental de no mínimo 0,5% do valor de um projeto em relação às atividades que tiverem um impacto ambiental negativo que não puder ser reduzido. Essa compensação somente pode ser aplicada em unidades de conservação, conforme definido pelo Sistema Nacional de Unidades de Conservação da Natureza (ou SNUC). As agências ambientais ainda estão implementando essa lei, mas elas podem tentar aplicá-la de uma forma retroativa.

Em 2006, investimos aproximadamente US$ 645 milhões em projetos ambientais em comparação a aproximadamente US$ 521 milhões em 2005. Esses investimentos foram direcionados principalmente para a redução de emissões e resíduos resultantes de processos industriais, administrando o uso de água e efluentes, remediando áreas que receberam o impacto, implementando novas tecnologias ambientais e aprimorando nossos dutos.

Em março de 2006, o Congresso brasileiro promulgou a Lei no 11.284, que, entre outras coisas, cria o conceito de seguro ambiental como um instrumento de política econômica. As empresas brasileiras serão obrigadas a contratar seguro ambiental somente quando o Congresso brasileiro aprovar a nova lei para reger a Lei no 11.284 que cria explicitamente essa obrigação. Não conhecemos os termos e condições sob os quais o seguro ambiental será contratado no futuro e, portanto, não podemos estimar se a exigência de obtenção de seguro ambiental terá um efeito desfavorável relevante em nossos negócios, nossa condição financeira e nossos resultados operacionais.

Estamos sujeitos a diversos processos administrativos e reivindicações civis e criminais relacionadas a questões ambientais. Vide o Item 8. “Informações Financeiras — Processos Judiciais — Reivindicações Ambientais.”

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Iniciativas Ambientais, de Saúde e Segurança

Iniciativas

A proteção da saúde humana e do meio ambiente é uma das nossas principais preocupações, e é essencial para o nosso sucesso como uma empresa de energia integrada. Para tratar e dar prioridade às questões de saúde, segurança e ambientais e garantir a conformidade com os regulamentos ambientais, nós:

• desenvolvemos o programa PEGASO para aprimorar nossos dutos e outros equipamentos, implementar novas tecnologias, aprimorar nossa prontidão de resposta de emergência, reduzir as emissões e resíduos e impedir acidentes ambientais. De abril de 2000 a dezembro de 2006, gastamos aproximadamente US$ 4.081 bilhões nesse programa, incluindo o Programa de Integridade de Dutos pelo qual conduzimos inspeções de nossos dutos e aprimoramentos em nossos dutos. Em 2006, gastamos aproximadamente US$ 562 milhões em relação ao programa PEGASO;

• propusemos a assinatura de contratos de compromisso ambiental, ou celebramos esses contratos, com diversas agências de proteção ambiental e/ou ministérios públicos federais ou estaduais, nos quais concordamos em tomar certas medidas para concluir o licenciamento ambiental para várias de nossas instalações operacionais;

• integramos nosso departamento de saúde empresarial ao já existente departamento de segurança e ambiente corporativo, dessa forma facilitando o desenvolvimento de procedimentos sistemáticos, por toda a empresa para tratar das questões relacionadas à saúde, segurança e meio ambiente, ou HSE.

• estabelecemos nossas novas diretrizes corporativas e política de HSE, que mantém o foco nos princípios de desenvolvimento sustentável, conformidade com a legislação e a disponibilidade e o uso de indicadores de desempenho ambiental;

• realizamos investimentos de capital para reduzir o risco de HSE de nossas operações, inclusive fazendo aprimoramentos às nossas refinarias e instalações de transporte e desenvolvendo e implementando diretrizes de prevenção de poluição por óleo;

• construímos nove centros de proteção ambiental e sete bases avançadas para prevenção de derramamento de óleo, controle e resposta, estabelecemos planos de contingência no mar e em terra locais e regionais envolvendo serviços públicos e comunidades para lidar com vazamentos de óleo, e afretamos três navios de recuperação de derramamento de óleo dedicados (OSRVs) totalmente equipados para controle de derramamento de óleo e combate ao fogo;

• recebemos certificados de gestão integrada de HSE para nossas unidades operacionais. Em dezembro de 2006, a Petrobras detinha 34 certificados para suas unidades operacionais no Brasil e 20 para unidades no exterior. Esses certificados reconhecem a conformidade com os padrões de sistema de gestão de HSE com o ISO 14001 (meio ambiente), e OHSAS 18001 (saúde e segurança). Em virtude de alguns desses certificados abrangerem mais do que um local, o número total de locais certificados é 159 no Brasil e 20 no exterior. A Frota Nacional de Petroleiros foi totalmente certificada pelo Código de Gestão Internacional IMO para a Operação Segura de Navios e para Prevenção de Poluição (Código ISM) desde dezembro de 1997;

• implementamos pelo Programa de Segurança de Processo diretrizes padronizadas, por toda a empresa, para gestão de HSE, para investigar de forma efetiva incidentes e para fortalecer nosso compromisso institucional com HSE pelo treinamento de funcionários. O Manual de Gestão de HSE desenvolvido por esse programa é uma ferramenta de gestão diária que está sendo aplicado atualmente em todas as nossas unidades operacionais;

• implementamos o Projeto “Excelência em Saúde, Segurança e Meio-Ambiente”, incluído em nossa Agenda Estratégica, que, por atos já definidos em todos as nossas áreas de negócios e serviços e em nossas subsidiárias, busca garantir que até 2015, atingiremos o mesmo nível de desempenho

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mensurado pelos índices de segurança, meio-ambiente e saúde como as empresas líderes de Petróleo, Gás e Energia no mundo;

• desenvolvemos um Sistema de Gestão de Emissões de Ar, junto a uma empresa de consultoria internacional, para nossas operações no Brasil e na América do Sul. O sistema coleta informações sobre emissões de dióxido de enxofre, óxidos de nitrogênio, monóxido de carbono, os principais gases de efeito estufa (dióxido de carbono, metano e óxido nitroso), compostos orgânicos voláteis (VOCs) e materiais particulados, nos permitindo aprimorar a gestão de nossas emissões. Registramos nosso Resumo Anual de Emissões de 2004 no Global Greenhouse Gas Register do Fórum Econômico Mundial. O relatório coleta dados fornecidos pelo Sistema de Gestão de Emissões de Ar e está disponível para acesso público pelo website do Fórum;

• estabelecemos uma meta corporativa, incluída em nosso Balanced Scorecard, para impedir emissões de gases de efeito estufa (GHG). Considerando os projetos incluídos em nosso Plano de Negócios de 2007-2011, visamos cortar 18,5 milhões de toneladas de emissões de GHG até 2011, pela implementação de projetos que também podem ser qualificados para o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo do Protocolo de Kyoto

• participamos em negociações conduzidas pelo Ministério das Minas e Energia brasileiro de nossos regulamentos de indenização ambiental relacionados à implementação de novos projetos;

• participamos com o Ministério das Minas e Energia brasileiro e o IBAMA em um grupo de acompanhamento governamental criado para supervisionar a implementação de novos gasodutos planejados e projetos de produção de petróleo e gás;

• participamos regularmente na agenda de discussões do Ministério das Minas e Energia e do Ministério do Meio Ambiente brasileiros sobre as questões ambientais que afetam os nossos negócios;

• participamos diretamente de discussões com o Ministério do Meio Ambiente e com o IBAMA a respeito de questões que possam afetar os negócios da Petrobras;

Além disso, conduzimos estudos ambientais para todos os novos projetos, conforme exigido pela legislação ambiental brasileira, e nosso departamento de HSE avalia todos e cada um dos projetos com um orçamento total superior a US$ 25 milhões para confirmar sua conformidade com todas as exigências de HSE e a adoção das melhores práticas de HSE durante todo o ciclo de vida do projeto.

Continuaremos a avaliar e desenvolver iniciativas para tratar de questões de HSE e para reduzir nossa exposição aos riscos de HSE.

Nossa Diretoria Executiva aprovou a construção de três plantas de produção de biodiesel, com uma capacidade total de 150.000 toneladas por ano. As plantas exigirão um investimento de cerca de US$ 90,5 milhões e espera-se que iniciem as operações em dezembro de 2007;

Compramos 70.000 metros cúbicos de biodiesel, certificado com o rótulo “combustível social”, a ser entregue durante 2006. O combustível social é o combustível produzido de acordo com um programa do governo destinado a promover empresas agrícolas familiares;

Em 2006, a BR comprou uma participação em pequenas usinas hidrelétricas do Brasil por um valor total de R$ 74,6 milhões, para deter uma participação de 49%. Isso permitiu a distribuição de 13 pequenas usinas hidrelétricas por todos os estados de Minas Gerais, Espírito Santo, Rio de Janeiro, Goiás e Mato Grosso do Sul, com um potencial de energia total de 291 MW.

Um empreendimento adicional nessa área é nossa participação em duas outras pequenas usinas hidrelétricas por meio de nossa coligada, Termoeléctrica Potiguar S.A.: Clean Water e Air. Juntas, as duas permitem 25,4 MW de energia em potencial.

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As 15 pequenas usinas hidrelétricas estão ligadas ao PROINFA, o Programa de Incentivo do Governo Brasileiro para Fontes de Energia Alternativa.

Gestão

Temos um Comitê de Gestão de HSE, que foi criado por nossos diretores executivos para garantir que as questões de HSE sejam tratadas em toda a empresa. O comitê é composto de gerentes executivos de nossas diferentes áreas de negócios e de conselheiros de nossas empresas controladas, a BR Distribuidora e a Transpetro. O trabalho do Comitê de Gestão de HSE é mantido por quatro subcomitês permanentes e por comissões temporária e grupos de trabalho, cada um responsável por uma questão específica de HSE, tais como licenciamento e indenização ambiental, avaliação de risco operacional, gestão de mudança, novos projetos e gestão de saúde.

Também criamos um Comitê Ambiental, que é composto de três membros de nosso Conselho de Administração, incluindo nosso Presidente e nosso Diretor Presidente. O Comitê é responsável por, entre outras coisas: (1) supervisionar e administrar as questões ambientais e de segurança no trabalho que nos afetam; (2) estabelecer metas ambientais mensuráveis e garantir a conformidade; e (3) recomendar alterações na política ambiental, de saúde e segurança, se necessário, para nosso conselho de administração. O estatuto do Comitê Ambiental ainda está sujeito à aprovação de nosso Conselho de Administração.

Concorrência

Como resultado da reforma regulamentar do setor de petróleo e gás no Brasil, esperamos enfrentar uma concorrência cada vez maior em nossas operações de distribuição e refino e nas de exploração e produção.

Na área de exploração e produção, o processo de leilão do governo brasileiro para novas áreas exploratórias possibilitou que empresas multinacionais e regionais de petróleo e gás comecem a exploração de petróleo no Brasil. Se essas empresas descobrirem petróleo em quantidades comerciais e forem capazes de desenvolvê-lo comercialmente, esperamos que a concorrência com nossa produção aumente.

No passado, enfrentamos pouca concorrência como resultado das leis vigentes que, efetivamente, nos deram um monopólio. Com o final desse monopólio e da reforma regulamentar, outros participantes podem, agora, explorar, produzir, transportar e distribuir derivados no Brasil. Como resultado, alguns participantes já começaram a importar derivados refinados, que concorrerão com os derivados de nossas refinarias brasileiras, bem como os derivados que atualmente importamos. Agora temos que concorrer com importações globais a preços internacionais. Esperamos que essa concorrência adicional possa afetar os preços que podemos cobrar por nossos derivados, que, por sua vez, afetam o lucro que podemos obter. Estimamos que tivemos uma participação de mercado de aproximadamente 98,1% na área brasileira de produção de petróleo em 2006. Não temos concorrentes significativos na área de produção de petróleo no Brasil. Na área de exploração de óleo, estimamos que as atividades de exploração conduzidas exclusivamente por nós representaram aproximadamente 72% (número de poços de exploração que perfuramos isoladamente comparados ao número total de poços de exploração perfurados no Brasil em 2006) do mercado brasileiro de exploração de óleo em 2006, e as atividades de exploração conduzidas por nós junto a outros parceiros representaram aproximadamente 86% (número de poços de exploração que perfuramos isoladamente e com parceiros comparados ao número de poços de exploração perfurados no Brasil em 2006) do mercado de exploração de óleo no Brasil em 2005. Nossos principais concorrentes na área de exploração de óleo são a Agip, Devon, Shell, Maersk, Statoil, Chevron Texaco, Encana e El Paso e BG Group. Também esperamos uma concorrência contínua em nossa área de distribuição, onde atualmente enfrentamos a concorrência mais significativa de qualquer um de nossas áreas de negócios. De forma específica, enfrentamos uma concorrência de pequenos distribuidores, muitos dos quais foram capazes, e podem continuar a ser capazes, de evitar o pagamento de impostos sobre vendas e misturar sua gasolina com solventes baratos, possibilitando que eles vendam gasolina a preços abaixo dos nossos. Tínhamos uma participação de mercado de aproximadamente 42,6% na área brasileira de distribuição de derivados de acordo com o Sindicom, uma associação brasileira do setor de empresas de distribuição de petróleo e gás. Nossos principais concorrentes nesta área são a Shell, a Esso e a Texaco.

Na área de gás natural e energia, esperamos concorrência de novos participantes que estão adquirindo participações em empresas de distribuição de gás natural e empresas de geração de energia a gás, e concorrentes existentes que estão expandindo as operações para consolidar sua posição no Brasil. Tínhamos uma participação de mercado de aproximadamente 94,3% na área brasileira de gás natural com base nos volumes de 2006 vendidos para

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as Empresas Locais de Distribuição e no total do mercado de gás natural, de acordo com a Associação Brasileira das Empresas de Gás Natural (ou ABEGÁS).

Na área internacional, planejamos continuar a expandir as operações, apesar de esperarmos enfrentar uma concorrência contínua nas áreas nas quais já somos ativos, incluindo o Golfo do México, a África e o Cone Sul. Já nos tornamos o principal participante em alguns dos países nos quais temos operações internacionais. Na Argentina, estimamos que temos uma participação de mercado de 13,5% para combustível para automóveis e 12,3% para lubrificantes. Na Bolívia, temos uma participação de mercado de 92% do mercado de refino de óleo, 0,3% do mercado de combustíveis, e 72% de lubrificantes.

Seguro

Nossos programas de seguro mantêm o foco principalmente na concentração de riscos e na importância e valor de substituição de ativos. De acordo com a nossa política de gerenciamento de risco, os riscos relacionados a nossos principais ativos, tais como refinarias, petroleiros, nossa frota e produção e plataformas de perfuração no mar, são segurados por seu valor de substituição com seguradoras brasileiras terceiras. Apesar de as apólices serem emitidas no Brasil, a maior parte de nossas apólices é ressegurada no exterior com resseguradoras com classificação A- ou superior da agência de classificação Standard & Poor’s ou B+ ou superior da A.M. Best. Substancialmente todas as nossas operações internacionais são seguradas ou resseguradas por nossa subsidiária das Bermudas, Bear Insurance Company Limited, seguindo exatamente os mesmos critérios de classificação.

Os ativos menos valiosos, tais como pequenos barcos auxiliares, certas instalações de armazenagem e algumas instalações administrativas, têm auto-seguro. Não mantemos cobertura para interrupção das atividades, salvo para uma minoria de nossas operações internacionais. Também não mantemos cobertura para nossos poços para substancialmente todas as nossas operações brasileiras.

Mantemos cobertura para responsabilidade operacional de terceiros a respeito de nossas atividades em terra ou no mar, incluindo riscos ambientais tais como vazamentos de óleo. A apólice de seguro cobre qualquer dano resultante das nossas atividades ou das atividades de nossas coligadas, com exceção de nossas atividades internacionais, que têm seu seguro próprio e não estão, portanto, incluídas nessa apólice. No Brasil, nossa cobertura nessa apólice é de até US$ 220 milhões por acidente, no total (as multas impostas por autoridades governamentais não estão cobertas). No caso de um acidente, essa cobertura pode não ser suficiente para nos compensar pelas perdas incorridas. Apesar de não termos seguro para a maior parte de nossos dutos, temos seguro contra danos ou perdas resultantes de incidentes específicos, bem como poluição por óleo de nossos dutos. Nossa frota e a maior parte de nossas Unidades Marítimas Móveis são registradas em mútuos de Seguro de Indenização e Proteção (“P&I Clubs”), que prevêm auto-seguros coletivos para seus membros contra passivos e despesas de terceiros originados do fato de deter navios ou operar navios como principais.

Também mantemos cobertura para riscos relacionados aos riscos de transporte, casco e máquinas, e cobertura de seguro de conselheiros e diretores (D&O). Todos os projetos e instalações em construção são segurados em conformidade com os termos dos contratos de financiamento pertinentes, geralmente por um seguro de garantia de desempenho em relação ao cumprimento do contrato e/ou outro seguro contra danos e perdas. Todos os projetos e instalações em construção que têm uma perda máxima estimada superior a US$ 40 milhões são cobertos por uma apólice de construção.

O prêmio para renovar nossa apólice de seguro de risco de propriedades para um período de 12 meses iniciando em junho de 2006 era de US$ 34,5 milhões. Isso representou um aumento de 17% sobre o período de 12 meses anterior. O aumento foi devido, principalmente, a um aumento no valor segurado de nossos ativos, que, no mesmo período, aumentou em 32%, de US$ 32,7 bilhões para US$ 43,2 bilhões. Desde 2001, nossa retenção de risco aumentou e nossos dedutíveis podem atingir US$ 40 milhões em certos casos.

Nossas instalações estão regularmente sujeitas a inspeções de risco feitas por consultores internacionais de risco. Os relatórios e as recomendações elaborados nessas inspeções são divulgados ao público, bem como os atos praticados por nós para cumprir essas recomendações. Todos os acidentes significativos e suas causas, bem como as melhorias que fizemos aos nossos padrões de HSE são liberados periodicamente para o público.

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ITEM 5. ANÁLISE E PERSPECTIVAS FINANCEIRAS E OPERACIONAIS .

Análise e Discussão da Administração sobre a Condição Financeira e Resultados Operacionais da Petrobras

A discussão a seguir sobre nossa condição financeira e os resultados operacionais deve ser considerada junto às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas e às notas explicativas anexas iniciando na página F-1 deste relatório anual.

Visão Geral

Recebemos receitas de:

• vendas domésticas, que consistem principalmente em vendas de derivados (tais como gasolina, óleo diesel, combustível para aeronaves, óleo combustível, nafta e gás liquefeito de petróleo), gás natural, produtos petroquímicos e eletricidade;

• vendas de exportação, que consistem principalmente em vendas de petróleo e derivados;

• vendas internacionais (excluindo vendas de exportação), que consistem em vendas de petróleo, gás natural e derivados que são produzidos e refinados no exterior; e

• outras fontes, incluindo serviços, receita de investimentos e ganhos cambiais.

Nossas despesas incluem:

• custos de vendas (que são compostos de despesas com mão-de-obra, custos operacionais e compras de petróleo e derivados); manutenção e reparo de propriedades, plantas e equipamentos; depreciação e amortização de ativos permanentes; exaustão de campos de petróleo; e custos de exploração;

• despesas de vendas (que incluem as despesas para transporte e distribuição de nossos produtos), gerais e administrativas; e

• despesas financeiras e perdas cambiais.

As flutuações em nossa condição financeira e no resultado operacional são o resultado de uma combinação de fatores, incluindo:

• o volume do petróleo, derivados e gás natural que produzimos e vendemos;

• alterações nos preços internacionais de petróleo e derivados, que são denominados em dólares norte-americanos;

• alterações relacionadas nos preços domésticos do petróleo e derivados, que são denominados em reais;

• flutuações nas taxas de câmbio do real/dólar norte-americano e peso argentino/dólar norte-americano;

• condições políticas e econômicas brasileiras; e

• o valor de impostos e tributos que são exigidos a serem pagos a respeito de nossas operações, em virtude de nossa posição de empresa brasileira e nosso envolvimento no setor de petróleo e gás.

Volumes de Vendas e Preços

A lucratividade de nossas operações em qualquer período contábil específico está relacionada ao volume de vendas, e aos preços do petróleo, derivados e gás natural que vendemos. Nossas vendas líquidas consolidadas em 2006 totalizaram aproximadamente 1.104.723 milhões de barris de óleo equivalente, representando US$ 72.347 milhões em receitas operacionais líquidas, em comparação a aproximadamente 1.025.033 milhões de barris de óleo

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equivalente, representando US$ 56.324 milhões em receitas operacionais líquidas em 2005 e aproximadamente 989.719 milhões de barris de óleo equivalente e US$ 38.428 milhões em receitas operacionais líquidas em 2004.

Como uma empresa integrada verticalmente, processamos a maior parte de nossa produção de petróleo em nossas refinarias e vendemos os derivados refinados principalmente no mercado doméstico brasileiro. Portanto, é o preço dos derivados, e não o preço do petróleo, que afeta mais diretamente nossos resultados financeiros. Entretanto, conforme a produção de petróleo aumentar, e conforme as exportações aumentarem, o aumento na produção de petróleo terá uma maior importância relativa.

Os preços do derivado do petróleo variam com o decorrer do tempo como resultado de muitos fatores, incluindo o preço do petróleo. A média dos preços do Brent, uma referência internacional de petróleo, era de aproximadamente US$ 65,14 por barril em 2006, US$ 54,38 por barril em 2005 e US$ 38,21 por barril em 2004. Em dezembro de 2006, os preços do Brent eram, em média, de US$ 62,33 por barril. Para o primeiro trimestre de 2007, apesar de os preços do petróleo estarem mostrando certa volatilidade, eles também estão mantendo o nível de US$ 60,00 por barril.

Volumes Domésticos de Vendas e Preços

Durante 2006, aproximadamente 69,7% de nossas receitas operacionais líquidas eram derivados de vendas de petróleo e derivados no Brasil, em comparação aos 72,4% em 2005 e 73,2% em 2004. Como os volumes de exportação de petróleo e derivados aumentaram, as vendas domésticas como uma porcentagem das receitas operacionais líquidas caíram.

Nossas receitas são derivadas principalmente das vendas no Brasil. A tabela a seguir mostra nossas vendas por volume de derivados, gás natural e etanol para cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:

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Exercício Findo em 31 de dezembro de

2006

2005

2004

Volume

Preço Médio Líquido

Receitas Operacionais Líquidas

Volume



Volume



(mil barris, exceto quando declarado de outra forma) (US$)(1)

(em milhões de US$)





Produtos de energia: Gasolina para automóveis 112.541 73,86 8.312 104.901 $60,08 $ 6.302 100.712 $41,58 $ 4.188Diesel 245.159 83,65 20.507 242.831 68,20 16.561 240.237 44,64 10.725Óleo combustível 36.340 47,47 1.725 36.243 40,81 1.479 39.654 28,45 1.128Gás liquefeito de petróleo 73.382 36,00 2.642 77.891 34,55 2.691 76.982 28,14 2.166 Total de produtos de energia 467.422 33.186 461.866 27.033 457.585 18.207 Produtos não de energia: Nafta petroquímica 60.197 63,31 3.811 57.281 53,49 3.064 57.595 42,28 2.435Outros 96.369 63,09 6.080 80.953 58,35 4.724 77.652 41,96 3.258 Total de produtos não de energia 156.566 9.891 138.234 7.788 135.247 5.693 Etanol 59 67,80 4 126 23,81 3 455 30,77 14Gás natural (barris de óleo equivalente) 88.839 26,27 2.334 83.090 21,77 1.809 77.310 18,61 1.439 Sub-total 712.886 63,71 45.415 683.316 53,61 36.633 670.597 37,81 25.353 Vendas líquidas de distribuição 204.649 91,46 18.718 201.347 78,53 15.811 182.327 57,36 10.458Vendas líquidas inter-companhia (195.903) 69,89 (13.692) (187.268) 62,22 (11.651) (164.730) 46,69 (7.692) Total do mercado doméstico 721.632 69,90 50.441 697.395 58,49 40.793 688.194 40,86 28.119Vendas líquidas de exportação 259.630 55,39 14.381 187.008 47,80 8.938 186.221 31,81 5.923Vendas líquidas internacionais 73.363 62,72 4.601 64.860 48,41 3.140 83.800 33,89 2.840Outras 50.098 47,87 2.398 75.770 40.09 3.038 31.504 39,17 1.234Sub-Total 383.091 55,81 21.380 327.638 46,14 15.116 301.525 33,15 9.997

Serviços — — 526 — — 415 — — 312 Vendas líquidas consolidadas 1.104.723 72.347 1.025.033 $56.324 989.719 $38.428

(1) Preço médio líquido calculado pela divisão das vendas líquidas pelo volume do ano.

Durante 2006, não anunciamos nenhum aumento em nossos preços de gasolina e diesel no mercado doméstico.

Volumes de Vendas e Preços de Exportação

Apesar de nosso principal mercado ser o mercado brasileiro, como nossa produção doméstica de petróleo aumentou, começamos a exportar maiores quantidades de petróleo e derivados que excederam a demanda brasileira. Também exportamos volumes de petróleo pesado produzido domesticamente que nossas refinarias são incapazes de processar de forma operacional ou econômica. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa — Refino, Transporte e Comercialização.” Nossas exportações de petróleo e derivados totalizaram 212.210 milhões de barris de óleo equivalente em 2006, em comparação aos 187.007 milhões de barris de óleo equivalente em 2005 e 186.221 milhões de barris de óleo equivalente em 2004. Temos como base para nossos preços de exportação de petróleo os preços internacionais, ajustados para refletir as condições específicas do mercado. Determinamos os preços de exportação de nossos derivados e gás natural por referência às condições de mercado, bem como as negociações diretas com nossos clientes. Como resultado de um aumento no preço médio e no volume de exportação de petróleo e derivados, o valor total de nossas exportações de petróleo e derivados (mensuradas em uma base FOB) em 2006 foi de US$ 14.381 milhões em comparação aos US$ 8.938 milhões de 2005 e US$ 5.923 milhões em 2004, representando aproximadamente 19,9% de nossas receitas operacionais líquidas em 2006, em comparação aos 15,9% em 2005 e 15,4% em 2004. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa — Refino, Transporte e Comercialização - Exportações.”

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Volumes e Preços Internacionais

Produzimos, refinamos, transportamos, distribuímos e comercializamos petróleo e gás natural internacionalmente. As vendas de produção fora do Brasil para fontes fora do Brasil foram de US$ 2.398 milhões em 2006, US$ 3.038 milhões em 2005, US$ 2.840 milhões em 2004, representando aproximadamente 3.3% de nossas receitas operacionais líquidas em 2006 em comparação aos 5,4% em 2005 e 7,4% em 2004. Esperamos que nossas vendas internacionais continuem a crescer já que nossa produção internacional continua a crescer e aumentamos nossa capacidade de refino e distribuição no exterior. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa — Internacional.”

Volumes de Vendas e Preços de Importação

Continuamos a importar petróleo mais leve para misturar em nossas próprias refinarias, bem como quantidades menores de diesel, gás liquefeito de petróleo, nafta e outros derivados, para atender à demanda do mercado de varejo brasileiro. Temos aprimorado continuamente nossas refinarias para processar petróleo mais pesado e assim reduzir nossas importações de petróleo e derivados uma vez que refinamos uma porção maior de nossa produção de petróleo mais pesado. Isso afetou de forma positiva a margem entre nossas receitas operacionais líquidas e o custo das mercadorias vendidas, já que é mais barato produzir petróleo domesticamente do que importar petróleo. Em 2006, a margem líquida diminuiu para 17,7% em comparação aos 18,4% em 2005, como resultado de um aumento no petróleo importado para 370 mil barris por dia em 2006, dos 352 mil barris por dia em 2005. O aumento na importação de petróleos mais leves acompanha a estratégia de comercialização internacional que torna a importação de petróleos mais leves mais viável do que a importação de destilados médios.

Antes de 31 de dezembro de 2001, éramos a única empresa com autorização para importar derivados para atender à demanda do mercado brasileiro por esses produtos. Agora que outras partes têm autorização por lei para importar derivados e abastecer o mercado, reavaliamos continuamente nossa estratégia para atingir níveis ideais de importações para maximizar nossa lucratividade. Importamos um total de 43,1 milhões de barris de derivados em 2006, em comparação aos 34,8 milhões de barris em 2005 e 40,1 milhões de barris em 2004. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa — Refino, Transporte e Comercialização - Importações.”

Efeito de Impostos em nosso Lucro

Geral

Além dos impostos pagos em nome dos consumidores para governos federais, estaduais e municipais, tais como o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços, ou ICMS, somos obrigados a pagar três principais encargos sobre nossas atividades de produção de petróleo no Brasil:

• Royalties, que, em geral, correspondem a uma porcentagem entre 5% e 10% da produção, são calculadas com base em um preço de referência para petróleo ou gás natural, e, portanto, variarão com o preço internacional de petróleo. A ANP também considera os riscos geológicos envolvidos, e os níveis de produtividade esperados em uma concessão específica. Praticamente toda nossa produção de petróleo é atualmente tributada à alíquota máxima de royalty.

• Participação Especial, que se aplica a nossos maiores e mais lucrativos campos, e varia de 0% a 40% dependendo dos volumes de petróleo produzidos nos campos, do local dos campos (incluindo se eles estão em terra ou no mar), profundidade da água e número de anos que o campo está em produção. Em 2006, o imposto foi cobrado sobre 19 de nossos campos, incluindo Marlim, Albacora, Roncador, Leste do Urucu, Rio Urucu, Canto do Amaro, Marimbá, Marlim Sul, Namorado, Carapeba, Pampo, Albacora Leste, Barracuda, Caratinga, Cherne, Pilar, Fazenda Alegre, Miranga e Carmópolis. O imposto tem como base as receitas líquidas de um campo, que consistem em receitas brutas menos royalties pagos, investimentos em exploração, custos operacionais e ajustes de depreciação e impostos aplicáveis. O Imposto de Participação Especial usa como referência os preços internacionais do petróleo convertidos para reais à taxa de câmbio vigente.

• Bônus de Retenção, que é um imposto pagável sobre as concessões que estão disponíveis para exploração e produção, e é calculado a uma alíquota estabelecida pela ANP, considerando fatores tais

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como localização e tamanho do bloco de concessão pertinente, a bacia sedimentar e suas características geológicas.

Esses encargos impostos pelo governo brasileiro são incluídos em nosso custo de mercadorias vendidas. Além disso, estamos sujeitos ao imposto sobre nossa renda a uma alíquota vigente de 25% e uma contribuição socialsobre o lucro a uma alíquota vigente de 9%, o imposto de renda padrão de pessoa jurídica no Brasil. Vide a Nota Explicativa 3 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Alteração Potencial na Legislação do ICMS

Em junho de 2003, o Estado do Rio de Janeiro instituiu uma lei (Lei Estadual no 4.117, datada de 27 de junho de 2003, também conhecida como “Lei Noel”) que impõe a cobrança do ICMS sobre as atividades de exploração e produção. A lei foi regulamentada pelo Decreto no 34.761, datado de 3 de fevereiro de 2004, que foi suspenso pelo Decreto no 34.783 de 4 de fevereiro de 2004, por um período indeterminado. Entretanto, o Estado do Rio de Janeiro pode decidir aplicar a lei em qualquer momento.

A constitucionalidade dessa lei está sendo contestada atualmente. A ação foi ajuizada pelo Procurador Geral da República e a Advocacia Geral da União deu um parecer favorável. O Supremo Tribunal provisoriamente não suspendeu a exeqüibilidade da lei.

De acordo com a legislação atualmente em vigor, o ICMS para combustíveis derivados é cobrado no ponto de venda, mas não na cabeça do poço. Como resultado, o imposto é cobrado principalmente nos estados nos quais as vendas de combustíveis são feitas. Se o Estado do Rio de Janeiro aplicar a lei, é improvável que os outros estados nos permitam usar o imposto cobrado na cabeça do poço no Rio de Janeiro como crédito para compensar o imposto cobrado na venda. Portanto, teremos que pagar o ICMS nos dois níveis, a menos que obtenhamos êxito na contestação desse imposto em juízo. Se o Supremo Tribunal decidir que essa lei é constitucional, nossa capacidade de contestar o pagamento de ICMS nos dois níveis dependerá do fundamento da decisão do Supremo Tribunal.

Estimamos que o valor do ICMS que seremos obrigados a pagar para o Estado do Rio de Janeiro possa aumentar em aproximadamente R$ 9,4 bilhões (US$ 4,3 bilhões) ao ano como resultado dessa mudança na legislação. Esse aumento pode ter um efeito desfavorável relevante em nossos resultados operacionais e na condição financeira.

Receitas e Despesas Financeiras

Obtemos receitas financeiras principalmente dos juros sobre as disponibilidades. A maioria de nossas disponibilidades é de títulos de curto prazo do governo brasileiro, incluindo títulos indexados ao dólar norte-americano. Também temos depósitos em dólar norte-americano.

Nossa receita financeira foi de US$ 1.165 milhões em 2006, US$ 710 milhões em 2005 e US$ 956 milhões em 2004.

Incorremos em despesas financeiras da dívida de curto e longo prazo denominadas em dólares norte-americanos, reais e outras moedas. Nossas despesas financeiras foram de US$ 1.340 milhões em 2006, US$ 1.189 milhões em 2005 e US$ 1.733 milhões em 2004. Além disso, capitalizamos US$ 1.001 milhões em juros em 2005, em comparação aos US$ 612 milhões em 2005 e US$ 267 milhões em 2004.

Inflação e Variação Cambial

Inflação

Desde a introdução do real como a nova moeda brasileira em julho de 1994, a inflação no Brasil permaneceu relativamente estável, apesar de ela ter aumentado notavelmente em 2002. A inflação foi de 3,8% em 2006, 1,2% em 2005 e 12,1% em 2004 , conforme mensuração feita pelo IGP-DI, um índice geral de preços. A inflação teve, e pode continuar a ter, efeitos em nossa condição financeira e nos resultados operacionais. Uma grande porcentagem de nossos custos totais é em Reais, e nossos fornecedores e prestadores de serviço, em geral, tentam aumentar seus preços para refletir a inflação brasileira. Esses aumentos são contrabalanceados pelos ajustes

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que fazemos em nossos preços para compensar os efeitos da inflação e uma valorização do dólar norte-americano frente ao real.

Variação Cambial

Desde que adotamos o real como nossa moeda funcional em 1998, as flutuações no valor do real frente ao dólar norte-americano, especialmente as desvalorizações do real, tiveram, e continuarão a ter, múltiplos efeitos em nossos resultados operacionais. Nossa moeda usada nos relatórios para todos os períodos é o dólar norte-americano. Mantemos nossos registros financeiros em reais, e convertemos nossas demonstrações para dólares norte-americanos à taxa média do período. Os valores reportados em nossas demonstrações em qualquer período determinado serão reduzidos à mesma taxa que o real tiver sido desvalorizado em relação ao dólar norte-americano durante esse período. Durante 2006, houve uma valorização de 8,7% do real frente ao dólar norte-americano, em comparação a uma valorização de 11,8% em 2005 e uma valorização de 8,1% em 2004.

Praticamente todas as nossas vendas são de petróleo ou derivados, que, em geral, são negociados livremente nos mercados internacionais a preços expressos em dólares norte-americanos. De julho de 1998 até o final de 2001, nossas receitas operacionais líquidas refletiram as variações na taxa de câmbio dólar norte-americano/real, com atraso de um mês, em virtude de a fórmula usada pelo governo para estabelecer os preços de realização para petróleo e derivados ter incluído ajustes nas flutuações da taxa de câmbio. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa — Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil — Regulamentação de Preços.”

Desde 2 de janeiro de 2002, quando os preços foram desregulamentados, estamos livres para estabelecer preços para nossos produtos com base nas condições do mercado e, em geral, temos sido capazes de manter uma paridade com os preços internacionais. Como resultado, apesar de substancialmente todas as nossas receitas serem em reais, elas estiveram, e continuam a estar, ligadas aos preços internacionais com base em dólar norte-americano. Quando o real é desvalorizado frente ao dólar norte-americano, assumindo que os preços internacionais permaneçam constantes em dólares norte-americanos, podemos aumentar os preços de nossos produtos em reais, em cujo caso nossas receitas operacionais líquidas em reais aumentam. Um aumento em nossas receitas operacionais líquidas em reais, entretanto, não é refletido em nossa receita operacional líquida quando reportada em dólares norte-americanos, quando o real sofre uma desvalorização.

Um outro efeito da depreciação é que nossos custos e despesas operacionais, quando expressos em dólares norte-americanos, tendem a cair. Isso acontece principalmente em virtude do fato de que uma parte substancial de nossos custos e despesas operacionais é denominada em reais. Antes de 2003, nossos custos denominados em reais aumentaram a uma taxa mais lenta do que a depreciação. Conseqüentemente, o efeito foi a redução dos custos de produtos fornecidos e serviços prestados localmente quando reportados em dólares norte-americanos. Os efeitos opostos ocorrem quando o real sofre uma valorização frente ao dólar norte-americano, como ocorreu em 2004, 2005 e 2006. Nos períodos recentes, a flutuação da taxa de câmbio teve os seguintes efeitos adicionais, entre outros, em nossa condição financeira e resultados operacionais:

• Registramos os efeitos de nova mensuração de nossos ativos e passivos não denominados em reais mantidos no Brasil (por exemplo, caixa, disponibilidades e obrigações financeiras) em nossas demonstrações do resultado. Principalmente em virtude de nossos passivos substanciais denominados em moeda estrangeira, registramos em nossa demonstração de resultado de 2006 um ganho cambial líquido de US$ 55 milhões, em comparação a US$ 269 milhões em 2005 e US$ 368 milhões em 2004. A medida que essas flutuações não são reconhecidas em uma transação (tal como o repagamento de dívida no período no qual há uma depreciação), o ganho cambial é acrescido de volta para fins de determinar o fluxo de caixa;

• Nossos outros ativos e passivos no Brasil, principalmente as contas a receber, estoques e ativo permanente, disponibilidades e títulos do governo, passivos de plano de pensão, benefícios de assistência médica e impostos de renda diferidos, são todos convertidos em dólares norte-americanos. Portanto, qualquer depreciação (apreciação) do real frente ao dólar norte-americano será refletida como uma redução (ganho) no valor em dólar norte-americano desses ativos e passivos, debitados diretamente ao patrimônio líquido. Os efeitos da conversão de moeda estão fora do nosso controle.

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Conseqüentemente, registramos em nossa demonstração das mutações no patrimônio líquido de 2006 um crédito de US$ 3.230 milhões diretamente ao patrimônio líquido, sem afetar o lucro líquido, para refletir a valorização do real frente ao dólar norte-americano de aproximadamente 8,7%, em comparação a um crédito de US$ 3.107 milhões em 2005 para refletir a valorização de 11,8% e de US$ 1.911 milhões em 2004 para refletir a apreciação de 8,1%.

Os ajustes de conversão de moeda estrangeira refletindo uma depreciação têm o maior impacto no balanço patrimonial de uma empresa como a nossa, cujos ativos são denominados principalmente em reais, mas cujos passivos são denominados principalmente em moedas estrangeiras. As reduções nos valores de nossos ativos debitadas ao patrimônio líquido, entretanto, não afetam necessariamente nossos fluxos de caixa, já que nossas receitas e rendimentos em dinheiro estão, em uma ampla medida, ligados ao dólar norte-americano, e uma parte de nossas despesas operacionais está ligada ao real.

A flutuação da taxa de câmbio também causa um impacto no valor do lucro acumulado disponível para distribuição pela Petrobras quando mensurado em dólares norte-americanos. Os valores reportados como disponíveis para distribuição em nossos registros contábeis regulamentares elaborados de acordo com os princípios contábeis brasileiros diminuem ou aumentam quando mensurados em dólares norte-americanos, já que o real sofre desvalorizações ou valorizações frente ao dólar norte-americano. Além disso, a flutuação da taxa de câmbio cria ganhos e perdas cambiais que são incluídos em nossos resultados operacionais determinados de acordo com princípios contábeis brasileiros e afeta o valor de nosso lucro não acumulado disponível para distribuição.

Resultados das Operações

As diferenças em nossos resultados operacionais, ano a ano, ocorrem como resultado de uma combinação de fatores, incluindo, principalmente: o volume de petróleo, derivados e gás natural que produzimos e vendemos, o preço pelo qual vendemos nosso petróleo, derivados e gás natural e o diferencial entre a taxa de inflação brasileira e a depreciação ou apreciação do real frente ao dólar norte-americano. A tabela abaixo mostra o valor pelo qual cada uma dessas variáveis mudou durante os últimos três exercícios:

2006 2005 2004 Produção de Petróleo e LGN (Mbpd)

Brasil .................................................................................................. 1.778 1.684 1.493 Internacional ....................................................................................... 130 163 168

Produção internacional não consolidada(1) ................................................... 12 - -

Total da Produção de Petróleo e LGN ...................................... 1.920 1.847 1.661 Alteração na Produção de Petróleo e LGN .................................................. 4,0% 11,2% (2,4)% Preço Médio de Venda para Petróleo (US$ por bbl)

Brasil .................................................................................................. $ 54,71 $ 45,42 $ 33,49 Internacional ....................................................................................... $ 44,02 $ 34,91 $ 26,51

Produção de Gás Natural (Mmcfpd) Brasil .................................................................................................. 1.660 1.644 1.590 Internacional ....................................................................................... 595 576 564

Produção internacional não consolidada (1) ............................... 12 - -

Total da Produção de Gás Natural................................................................ 2.267 2.220 2.154 Alteração na Produção de Gás Natural (apenas vendido) ............................ 2,2% 3,1% 7,2% Preço de Venda Médio para Gás Natural (US$ por Mcf)............................

Brasil .................................................................................................. 2,61 2,17 1,93 Internacional ....................................................................................... 2,16 1,64 1,17

Taxa de Câmbio do Final do Exercício ........................................................ 2,14 2,34 2,65 Valorização (Desvalorização) durante o exercício(2).................................... 8,7% 11,8% 8,1% Taxa de Câmbio Média do exercício............................................................ 2,18 2,44 2,93 Valorização (Desvalorização) durante o exercício(3).................................... 10,7% 16,8% 4,8%

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2006 2005 2004 Taxa de Inflação (IGP-DI) ........................................................................... 3,8% 1,2% 12,1%

(1) Empresas não consolidadas na Venezuela.

(2) Considerando a taxa de câmbio do final do exercício.

(3) Considerando a taxa de juros média do exercício

Resultados Operacionais do exercício findo em 31 de dezembro de 2006 (“2006”) comparados ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005 (“2005”).

A comparação entre nossos resultados operacionais de 2006 e 2005 foi afetada pela redução de 10,7% na taxa de câmbio média real/dólar norte-americano de 2006 em comparação com a taxa de câmbio média real/dólar norte-americano de 2005.

A variação cambial dos ativos e passivos monetários relativos às operações de subsidiárias consolidadas cuja moeda funcional não é o real não é eliminada no processo de consolidação e esses resultados são contabilizados como ajustes de conversão acumulados.

Receitas

As receitas operacionais líquidas aumentaram 28,4% para US$ 72.347 milhões em 2006, em comparação com US$ 56.324 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente a um aumento nos preços de nossos produtos, tanto no mercado doméstico quanto fora do Brasil, um aumento no volume de vendas nos mercados doméstico e internacional, e o aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com 2005.

As vendas consolidadas de produtos e serviços aumentaram 26,8% para US$ 93.893 milhões em 2006, em comparação com US$ 74.065 milhões em 2005, principalmente em virtude dos aumentos mencionados imediatamente acima.

Incluídos nas vendas de produtos e serviços estão os seguintes valores que cobramos dos clientes em nome dos governos federais e estaduais:

• Valor Agregado, PASEP, COFINS e outros impostos sobre vendas de produtos e serviços e contribuições de seguro social. Esses impostos aumentaram 21,9% para US$ 17.906 milhões em 2006, em comparação com US$ 14.694 milhões em 2005, principalmente em virtude do aumento nos preços e no volume de venda de nossos produtos e serviços; e

• CIDE, um imposto anterior à transação devido ao governo brasileiro, que aumentou 19,5 % para US$ 3.640 milhões em 2006, em comparação com US$ 3.047 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao aumento no volume de venda de nossos produtos e serviços e ao aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com 2005.

Custo de vendas (excluindo Depreciação, Exaustão e Amortização)

O custo de vendas de 2006 aumentou 34,3% para US$ 40.061 milhões, em comparação com US$ 29.828 milhões em 2005. Esse aumento foi principalmente resultante de:

• Um aumento de US$ 3.376 milhões no custo das importações em virtude de preços mais altos e maiores volumes de produtos importados;

• Um aumento de US$ 2.588 milhões nos custos em virtude do aumento de 19,4% em nosso volume de vendas no mercado internacional;

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• Um aumento de US$ 2.033 milhões em impostos e encargos pagos ao governo brasileiro totalizando US$ 7.443 milhões em 2006, em comparação com US$ 5.410 milhões em 2005, como resultado do aumento do preço internacional do petróleo e da nova interpretação da ANP proibindo a dedutibilidade de encargos relacionados a project financing para o campo de Marlim, incluindo um aumento no encargo de participação especial (um encargo extraordinário pagável no caso de alta produção e/ou lucratividade em nossos campos) para US$ 3.885 milhões em 2006, em comparação com US$ 3.016 milhões em 2005, como resultado de preços internacionais do óleo mais altos; e um aumento de US$ 249 milhões em virtude da nova interpretação pela ANP mencionada acima;

• uma despesa de US$ 187 milhões relacionada ao gás produzido e reinjetado nas reservas nas bacias Solimões, Campos e Espírito Santo.

• Um aumento de US$ 156 milhões nos custos relacionados às nossas atividades comerciais internacionais, em virtude de aumentos no volume e nos preços de operações em mar, conduzidas pela PifCo;

• Um aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com 2005.

Depreciação, exaustão e amortização

Calculamos a depreciação, exaustão e amortização de ativos de exploração e produção com base no método de unidades de produção. As despesas de depreciação, exaustão e amortização aumentaram 25,5% para US$ 3.673 milhões em 2006, em comparação com US$ 2.926 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao seguinte:

• Maiores investimentos em ativos permanentes relacionados à produção de petróleo e gás natural; e

• O aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com 2005.

Exploração, incluindo poços secos

Os custos de exploração, incluindo poços secos, diminuíram 7,4% para US$ 934 milhões em 2006, em comparação com US$ 1.009 milhões em 2005. Essa redução foi atribuída principalmente aos US$ 71 milhões de ganhos resultantes da revisão dos custos estimados relacionados ao abandono de poços e à redução de US$ 109 milhões nas despesas relacionadas aos poços secos. Essas reduções foram parcialmente compensadas pelo aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, comparado com 2005.

Desvalorização de propriedades de petróleo e gás

Em 2006, registramos perdas de US$ 21 milhões, em comparação com perdas de US$ 156 milhões em 2005. Durante 2006, as perdas foram relacionadas principalmente às propriedades de produção no Brasil e os valores mais significativos foram relacionados aos nossos campos de Três Marias, Trilha e Córrego de Pedras. Durante 2005, as perdas foram relacionadas principalmente a perdas em alguns de nossos investimentos na Venezuela (US$ 134 milhões), em virtude das alterações fiscais e legais implementadas pelo Ministério da Energia e Petróleo da Venezuela (MEP) relacionadas às medidas de nacionalização. Vide a nota explicativa 9(c) e 9(e) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício findo em dezembro de 2006.

Despesas de venda, gerais e administrativas

As despesas de venda, gerais e administrativas aumentaram 11,5% para US$ 4.989 milhões em 2006, em comparação com US$ 4.474 milhões em 2005.

As despesas de vendas aumentaram 11,8% to US$ 2.394 milhões em 2006, em comparação com US$ 2.141 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao seguinte:

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• um aumento de aproximadamente US$ 43 milhões nas despesas relacionadas ao maior consumo de materiais;

• um aumento de aproximadamente US$ 23 milhões em despesas com pessoal em virtude do aumento da força de trabalho e dos salários;

• um aumento de aproximadamente US$ 13 milhões nas despesas relacionadas principalmente aos custos de transporte de derivados, resultante do aumento nas exportações; e

• o aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, comparado com 2005.

As despesas gerais e administrativas aumentaram 11,2% para US$ 2.595 milhões em 2006, em comparação com US$ 2.333 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, comparado com 2005.

Despesas com pesquisa e desenvolvimento

As despesas com pesquisa e desenvolvimento aumentaram 82,2% para US$ 727 milhões em 2006 comparado com US$ 399 milhões em 2005. Esse aumento foi devido principalmente a:

• uma provisão para um investimento em pesquisa e desenvolvimento da ANP, relacionado ao regulamento ANP 05/2005, no valor de aproximadamente US$ 249 milhões;

• investimentos adicionais em programas para segurança ambiental, incluindo tecnologias de águas profundas e refino, de aproximadamente US$ 31 milhões; e

• o aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com 2005.

Outras despesas operacionais

As outras despesas operacionais diminuíram 25,6% para um total de US$ 1.081 milhões para 2006, em comparação com US$ 1.453 milhões em 2005.

Os encargos mais significativos em 2006 foram:

• uma despesa de US$ 568 milhões para relacionamentos institucionais e projetos culturais;

• uma despesa de US$ 331 milhões de capacidade ociosa de usinas termoelétricas;

• uma despesa de US$ 75 milhões de perdas resultantes de processos judiciais e contingências relacionadas a ações judiciais em trâmite;

• uma despesa de US$ 64 milhões de paradas não programadas de instalações e equipamentos; e

• um ganho de US$ 46 milhões relacionado a bônus recebidos de parceiros e outros resultados com atividades não essenciais.

Os encargos mais significativos de 2005 foram:

• uma despesa de US$ 457 relacionada à capacidade ociosa, multas e contingências de usinas termoelétricas;

• uma despesa de US$ 397 milhões de relacionamentos institucionais e projetos culturais;

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• uma perda de US$ 255 milhões relacionada à troca de ativos entre nós e a Repsol que ocorreu em 2001. Vide a Nota Explicativa 10(b) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006;

• uma despesa de US$ 139 milhões de perdas resultantes de processos judiciais e contingências relacionados a ações judiciais em trâmite;


• uma despesa de US$ 61 milhões relacionada a perdas contratuais em conformidade com nossos compromissos de ship or pay a respeito de nossos investimentos no duto OCP no Equador

Participação nos resultados de empresas não consolidadas

A participação em resultados de empresas não consolidadas diminuiu 79,9% para um ganho de US$ 28 milhões em 2006, em comparação com um ganho de US$ 139 milhões em 2005, principalmente como resultado de perdas em investimentos em certas empresas coligadas da Petrobras Distribuidora S.A., no valor de US$ 52 milhões e em certas empresas coligadas da Petrobras S.A., no valor de US$ 43 milhões.

Receita financeira

Obtemos nossa receita financeira de diversas fontes, incluindo juros sobre as disponibilidades. A maior parte de nossas disponibilidades consiste em títulos do governo brasileiro de curto prazo, incluindo títulos indexados ao dólar norte-americano. Também temos depósitos em dólar norte-americano.

A receita financeira aumentou 64,1% para US$ 1.165 milhões em 2006 em comparação com US$ 710 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente a um aumento na receita financeira de investimentos de curto prazo, no valor de US$ 229 milhões, em 2006 como resultado de disponibilidades maiores em virtude de aumentos na geração de caixa operacional, e um aumento na receita financeira de clientes no valor de US$ 147 milhões, em comparação com 2005. Uma descrição das receitas e despesas financeiras é apresentada na Nota Explicativa 13 às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006.

Despesas financeiras

As despesas financeiras aumentaram 12,7% para US$ 1.340 milhões em 2006, em comparação com US$ 1.189 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao aumento de US$ 378 milhões de perdas em instrumentos derivativos principalmente em virtude do cancelamento de contrato de hedge de gás; e US$ 143 milhões de perdas com títulos recomprados. Esses aumentos foram parcialmente compensados pelo aumento de US$ 389 milhões em nossos juros capitalizados como parte do custo de construção e desenvolvimento de projetos de produção de petróleo e gás natural. Uma descrição das receitas e despesas financeiras é divulgada na Nota Explicativa 13 às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006.

Variação monetária e cambial em ativos e passivos monetários, líquida

A variação monetária e cambial líquida em ativos e passivos monetários gerou um ganho de US$ 75 milhões em 2006, em comparação com um ganho de US$ 248 milhões em 2005. A redução na variação monetária e cambial líquida nos ativos e passivos monetários é atribuída principalmente ao efeito da valorização de 8,7% no valor do final do exercício do real frente ao dólar norte-americano durante 2006, em comparação com a valorização de 11,8% do real frente ao dólar norte-americano durante 2005.

Despesa com benefícios a funcionários para participantes aposentados

As despesas de benefícios a funcionários consistem de custos financeiros relacionados a custos previstos de pensão e assistência médica. Nossas despesas de benefícios a funcionários aumentaram 2,3% para US$ 1.017 milhões em 2006, em comparação com US$ 994 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao

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aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com 2005. Esse aumento foi parcialmente compensado pela redução de US$ 96 milhões na despesa com benefícios a funcionários não ativos em virtude do aumento no retorno previsto sobre os ativos do plano em virtude do bom desempenho do mercado financeiro durante 2006.

Outros impostos

Os outros impostos, consistindo em impostos diversos de valor agregado, transação e vendas, aumentaram 59,2% para US$ 594 milhões em 2006, em comparação com US$ 373 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente a:

• um aumento de US$ 54 milhões no PASEP/COFINS relacionado ao aumento na receita financeira;

• um aumento de US$ 49 milhões na CPMF, um imposto pagável em certas transações bancárias;

• um aumento de US$ 48 milhões em impostos relacionados às operações com SPEs, principalmente com a Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos – CLEP, Nova Transportadora do Sudeste - NTS e Nova Transportadora do Nordeste - NTN;

• um aumento de US$ 12 milhões em impostos na Colômbia e Bolívia, com relação a contas de remessa estrangeira e dividendos; e

• o aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com 2005.

Outras despesas, líquidas

As outras despesas, líquidas, são compostas principalmente de ganhos e perdas registrados em vendas de ativos fixos e outros encargos não recorrentes. As outras despesas, líquidas, diminuíram 39,3% para US$ 17 milhões em 2006, em comparação com US$ 28 milhões em 2005, principalmente em virtude da redução nas despesas relacionadas a plataformas que não estavam produzindo.

Benefício (despesa) de imposto de renda

O lucro antes de impostos de renda, participação minoritária e itens extraordinários aumentou 31,3% para US$ 19.161 milhões em 2006, em comparação com US$ 14.592 milhões em 2005. A despesa de imposto de renda aumentou 28,1% para US$ 5.691 milhões em 2006, em comparação com US$ 4.441 milhões em 2005, principalmente em virtude do aumento no lucro mencionado acima. Esse aumento foi compensado parcialmente pelos benefícios fiscais adicionais relacionados aos juros sobre capital próprio que totalizou US$ 1.012 milhões em 2006, em comparação com US$ 791 milhões em 2005. A reconciliação entre o imposto calculado com base nas alíquotas fiscais regulamentares para despesa de imposto de renda e as alíquotas vigentes está apresentada na Nota Explicativa 3 às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2006.

Ganho extraordinário, líquido de impostos

Registramos um ganho extraordinário, líquido de impostos, no valor de US$ 158 milhões em virtude do Contrato de Liquidação de Fatores de Reajuste celebrado em 29 de dezembro de 2005, e em vigor a partir de 1o de janeiro de 2006, relacionado a um ajuste de preço de compra contingente sobre a troca de ativos entre a Petrobras e a Repsol que ocorreu em 2001. Vide a Nota Explicativa 10 (b) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2006.

Resultados de Operações do exercício findo em 31 de dezembro de 2005 (“2005”) em comparação ao exercício findo em 31 de dezembro de 2004 (“2004”).

A comparação entre nossos resultados operacionais em 2005 e 2004 foi afetada pela redução de 16,8% na taxa de câmbio média real/dólar norte-americano em 2005 em comparação com a taxa de câmbio média real/dólar

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norte-americano em 2004. Para facilitar, denominamos a alteração na taxa de câmbio média “aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.”

A variação cambial dos ativos e passivos monetários relacionados às operações de subsidiárias consolidadas cuja moeda funcional não são reais não é eliminada no processo de consolidação e esses resultados são contabilizados como ajustes de conversão acumulados.

Certos valores de anos anteriores foram reclassificados para estar em conformidade com os padrões de apresentação do exercício atual. Essas reclassificações não tiveram impacto no lucro líquido da Empresa.

Receitas

As receitas operacionais líquidas aumentaram 46,6% para US$ 56.324 milhões em 2005, em comparação com US$ 38.428 milhões em 2004. Esse aumento foi atribuído principalmente a um aumento nos preços de nossos produtos, no mercado doméstico e internacional, um aumento no volume de venda no mercado doméstico, e o aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.

As vendas consolidadas de produtos e serviços aumentaram 42,6% para US$ 74.065 milhões em 2005, em comparação com US$ 51.954 milhões em 2004, principalmente em virtude dos aumentos mencionados imediatamente acima.

Incluídos nas vendas de produtos e serviços estão os seguintes valores que cobramos dos clientes em nome do governo federal e estadual:

• Valor agregado (ICMS), PASEP, COFINS outros impostos sobre vendas de produtos e serviços e contribuições de seguro social. Esses impostos caíram 34,7% para US$ 14.464 milhões em 2005, em comparação com US$ 10.906 milhões em 2004, principalmente em virtude do aumento nos preços e volume de venda de nossos produtos e serviços; e

• CIDE, o imposto anterior à transação devido ao governo brasileiro, que aumentou 16,3% para US$ 3.047 milhões em 2005, em comparação com US$ 2.620 milhões em 2004. Esse aumento foi atribuído principalmente ao aumento no volume de venda de nossos produtos e serviços e ao aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.

Custo de vendas (excluindo Depreciação, Exaustão e Amortização)

O custo de vendas em 2005 aumentou 40,2% para US$ 29.828 milhões, em comparação com US$ 21.279 milhões em 2004. Esse aumento foi principalmente resultante de:

• um aumento de US$ 1.834 milhões nos impostos e encargos pagos ao governo brasileiro totalizando US$ 5.410 milhões em 2005, em comparação com US$ 3.576 milhões em 2004, incluindo um aumento no encargo de participação especial (um encargo extraordinário pagável no caso de alta produção e/ou lucratividade de nossos campos) para US$ 3.016 milhões em 2005, em comparação com US$ 1.883 milhões em 2004, como resultado de preços internacionais de petróleo mais altos;

• um aumento de US$ 1.654 milhões no custo de importações em virtude de preços mais altos para produtos importados;

• um aumento de US$ 1.375 milhões nos custos atribuídos a: (1) serviços de manutenção e serviços técnicos para restauração de poço, materiais, suporte de navios, operações submarinas, frete com terceiros (esses preços tendem a acompanhar os preços internacionais do petróleo) consumo de produtos químicos para limpar e eliminar gases tóxicos – principalmente em Marlim; e (2) despesas maiores com pessoal relacionadas principalmente a: pagamentos de horas extras, conforme estabelecido em nosso acordo coletivo; um aumento em nossa equipe; e uma revisão nos cálculos atuariais com relação a futuros benefícios de assistência médica e pensão;

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• um aumento de US$ 1.281 milhões em custos relacionados às nossas atividades de comércio internacionais, em virtude de aumentos no volume e nos preços de operações marítimas, conduzidas pela PifCo;

• um aumento de US$ 561 milhões nos custos relacionados a um aumento de 9,0% em nossos volumes de vendas no mercado internacional;

• um aumento de US$ 534 milhões nos custos em nossa subsidiária argentina PEPSA principalmente em virtude de compras de derivados como resultado da utilização da capacidade total de suas refinarias e maior volume de vendas de produtos petroquímicos;

• um aumento de US$ 198 milhões nos custos relacionados a um aumento de 1,7% em nossos volumes domésticos de vendas; e

• um aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.

Depreciação, exaustão e amortização

Calculamos a depreciação, exaustão e amortização dos ativos de exploração e produção com base no método de unidades de produção. As despesas de depreciação, exaustão e amortização aumentaram 17,9% para US$ 2.926 milhões em 2005, em comparação com US$ 2.481 milhões em 2004. Esse aumento foi atribuído principalmente ao seguinte:

• maiores investimentos e um aumento na produção de petróleo e gás natural; e


Exploração, incluindo poços secos

Os custos de exploração, incluindo poços secos aumentaram 64,6% para US$ 1.009 milhões em 2005, em comparação com US$ 613 milhões em 2004. Adotamos o FAS 19-1 alterado com validade a partir de 1o de janeiro de 2005, sem impacto relevante. Esse aumento foi atribuído principalmente ao seguinte:

• um aumento de US$ 196 milhões em virtude de uma revisão nas despesas estimadas na desmontagem de áreas de produção de petróleo e gás e futuro abandono de poço que afetou os custos de exploração e estava relacionado a novas áreas comerciais, estimativas maiores de custo para abandono e mudanças nas obrigações de aposentadoria de ativos previstas por operadores em joint ventures;

• um aumento de US$ 98 milhões em despesas geológicas e geofísicas;

• um aumento de US$ 16 milhões em despesas com poços secos; e


Desvalorização de propriedades de óleo e gás

Em 2005, registramos um encargo de desvalorização de US$ 156 milhões, em comparação com um encargo de desvalorização de US$ 65 milhões em 2004. Durante 2005, o encargo de desvalorização foi relacionado principalmente a investimentos na Venezuela (US$ 134 milhões), em virtude de alterações fiscais e legais implementadas pelo Ministério de Energia e Petróleo da Venezuela (MEP). Durante 2004, o encargo de desvalorização foi relacionado a propriedades de produção no Brasil e os principais valores foram relacionados ao campo marítimo Cioba (US$ 30 milhões). Vide a Nota Explicativa 10(d) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005.

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Despesas de venda, gerais e administrativas

As despesas de venda, gerais e administrativas aumentaram 54,2% para US$ 4.474 milhões em 2005, em comparação com US$ 2.091 milhões em 2004.

As despesas de venda aumentaram 38,7% para US$ 2.141 milhões em 2005, em comparação com US$ 1.544 milhões em 2004. Esse aumento foi atribuído principalmente ao seguinte:

• um aumento de US$ 338 milhões em despesas relacionadas com os custos de transporte de derivados em virtude principalmente de um aumento nas exportações; e;


As despesas gerais e administrativas aumentaram 71,9% para US$ 2.333 milhões em 2005, em comparação com US$ 1.357 milhões em 2004. Esse aumento foi atribuído principalmente ao seguinte:

• um aumento de aproximadamente US$ 287 milhões em despesas com funcionários em virtude do aumento da força de trabalho e dos salários; e um aumento nos cálculos atuariais relacionados a futuros benefícios de assistência médica e pensão em virtude de alterações nas premissas atuariais;

• um aumento de aproximadamente US$ 212 milhões nas despesas com relação a serviços de consultoria técnica em linha com a maior terceirização de atividades periféricas; e

• o aumento de 16,8% no valor médio do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.

Despesas de pesquisa e desenvolvimento

As despesas de pesquisa e desenvolvimento aumentaram 60,9% para US$ 399 milhões em 2005, em comparação com US$ 248 milhões em 2004. Esse aumento foi relacionado principalmente a investimentos adicionais em programas para segurança ambiental, tecnologias de águas profundas e refino de aproximadamente US$ 101 milhões e ao aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.

Outras despesas operacionais

As outras despesas operacionais totalizaram US$ 1.453 milhões em 2005, em comparação com uma despesa de US$ 480 milhões em 2004.

Os encargos em 2005 foram:

• uma despesa de US$ 457 milhões de capacidade ociosa, multas e contingências de usinas termoelétrica;

• uma despesa de US$ 397 milhões com relacionamentos institucionais e projetos culturais;

• uma perda de US$ 255 milhões relacionada à troca de ativos entre nós e a Repsol que ocorreu em 2001. Vide a Nota Explicativa 10(b) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006;

• uma despesa de US$ 139 milhões com perdas resultantes de processos judiciais e contingências relacionadas a ações judiciais em trâmite;


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• uma despesa de US$ 61 milhões relacionada a perdas contratuais em conformidade com nossos compromissos de ship or pay a respeito de nossos investimentos no duto OCP no Equador.

Os encargos em 2004 foram:

• uma despesa de US$ 262 milhões com relacionamentos institucionais e projetos culturais;

• uma despesa de US$ 87 milhões com responsabilidade legal e contingências relacionadas a ações judiciais em trâmite; e

• uma despesa de US$ 85 milhões de paradas não programadas de instalações e equipamentos.

Participação nos resultados de empresas não consolidadas

A participação nos resultados de empresas não consolidadas diminuiu 19,2% para um ganho de US$ 139 milhões em 2005, em comparação com um ganho de US$ 172 milhões em 2004, principalmente em virtude dos resultados de nossos investimentos em certas empresas termoelétricas e petroquímicas terem sido menores já que algumas dessas empresas foram subseqüentemente compradas e agora estão consolidadas linha por linha; e como resultado de perdas em investimentos em certas empresas coligadas da Petrobras Energia Venezuela S.A, no valor de US$ 19 milhões.

Receita financeira

Obtemos receita financeira de diversas fontes, incluindo juros sobre disponibilidades. A maior parte de nossas disponibilidades é composta de títulos do governo brasileiro de curto prazo, incluindo títulos indexados ao dólar norte-americano. Também temos depósitos em dólar norte-americano.

A receita financeira diminuiu 25,7% para US$ 710 milhões em 2005 em comparação com US$ 956 milhões em 2004. Essa redução foi atribuída principalmente à redução de ajustes no valor justo em transações de hedge de gás no valor de US$ 460 milhões.

Essa redução foi parcialmente compensada por um aumento na receita financeira de investimentos de curto prazo, no valor de US$ 138 milhões, atribuída principalmente a maiores investimentos em títulos em 2005 em comparação com 2004, em virtude de um maior valor de disponibilidades. Uma discriminação das receitas e despesas financeiras é apresentada na Nota Explicativa 14 às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005.

Despesas financeiras

As despesas financeiras aumentaram 31,4% para US$ 1.189 milhões em 2005, em comparação com US$ 1.733 milhões em 2004. Essa redução foi principalmente atribuída a:

• um aumento de US$ 345 milhões em nossa despesa financeira capitalizada como parte do custo de construção e desenvolvimento de projetos de petróleo e gás natural. Uma discriminação das receitas e despesas financeiras é apresentada na Nota Explicativa 14 às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005;

• uma redução de US$ 130 milhões de despesas relacionadas a transações de hedge; e

• uma redução de US$ 120 milhões nas despesas relacionadas a recompras de nossos próprios títulos.

Variação monetária e cambial em ativos e passivos monetários, líquida

A variação monetária e cambial líquida em ativos e passivos monetários gerou um ganho de US$ 248 milhões em 2005, em comparação com um ganho de US$ 450 milhões em 2004. A redução na variação monetária e cambial líquida nos ativos e passivos monetários é atribuída principalmente ao efeito da valorização de 11,8% do

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real frente ao dólar norte-americano durante 2005, em comparação com a valorização de 8,1% do valor do final do exercício do real frente ao dólar norte-americano durante 2004.

Despesa com benefícios a funcionários para participantes aposentados

As despesas de benefícios a funcionários consistem de custos financeiros relacionados a custos previstos de pensão e assistência médica. Nossas despesas de benefícios a funcionários aumentaram 52,9% para US$ 994 milhões em 2005, em comparação com US$ 650 milhões em 2004. Esse aumento nos custos foi atribuído principalmente a um aumento de US$ 212 milhões do cálculo atuarial anual de nosso passivo de plano de pensão e assistência médica e ao aumento médio de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.

Outros impostos

Os outros impostos, consistindo em diversos impostos de valor agregado, sobre transações e vendas, diminuíram 15,2% para US$ 373 milhões em 2005, em comparação com US$ 440 milhões em 2004. Essa redução foi atribuída principalmente a uma redução de US$ 149 milhões nos impostos PASEP/COFINS na receita financeira, em virtude de uma redução a zero na alíquota aplicável em 2 de agosto de 2004. Essa redução foi parcialmente compensada pelo aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.

Outras despesas, líquidas

As outras despesas, líquidas, são compostas principalmente de ganhos e perdas registrados nas vendas de ativos permanentes e alguns outros encargos não recorrentes. As outras despesas, líquidas, diminuíram 84,5% para US$ 28 milhões em 2005, em comparação com uma despesa de US$ 181 milhões em 2004, principalmente em virtude da redução nas despesas relacionadas a plataformas que não estão produzindo.

Benefício (despesa) de imposto de renda

O lucro antes de impostos de renda, participação minoritária, itens extraordinários e alterações contábeis aumentou 63,3% para US$ 14.592 milhões em 2005, em comparação com US$ 8.935 milhões em 2004. A despesa de imposto de renda aumentou 99,1% para US$ 4.441 milhões em 2005, em comparação com uma despesa de US$ 2.231 milhões em 2004, principalmente em virtude do aumento no lucro mencionado acima. Esse aumento foi parcialmente compensado pelos benefícios fiscais adicionais relacionados aos juros sobre capital próprio que totalizou US$ 791 milhões em 2005, em comparação com US$ 650 milhões em 2004

A reconciliação entre o imposto calculado com base nas alíquotas fiscais regulamentares para despesa de imposto de renda e as alíquotas vigentes está apresentada na Nota Explicativa 4 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2005.

Ganho extraordinário, líquido de impostos

Registramos um ganho extraordinário, líquido de impostos, no valor de US$ 158 milhões em virtude do Contrato de Liquidação de Reajuste celebrado em 29 de dezembro de 2005, e com vigência a partir de 1o de janeiro de 2006, com relação ao ajuste do preço de compra contingente na troca de ativos entre nós e a Repsol ocorrido em 2001. Vide a Nota Explicativa 11(c) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005.

Segmentos Comerciais

Estabelecidos abaixo estão dados financeiros selecionados por área em 2006, 2005 e 2004:

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DADOS FINANCEIROS SELECIONADOS POR SEGMENTO

Exercício Findo em 31 de dezembro de

2006

2005

2004

(Em milhões de dólares norte-

americanos) Exploração, Desenvolvimento e Produção (Segmento de Exploração e Produção)

Receitas líquidas para terceiros (1)(2) $ 3.351 $ 1.874 $2.487 Receitas líquidas entre áreas 32.387 26.950 16.384

Total de receitas operacionais líquidas (2) 35.738 28.824 18.871 Depreciação, exaustão e amortização (2.166) (1.571) (1.322) Lucro líquido (3) 11.958 9.469 5.949 Investimentos 7.329 6.127 4.574 Imobilizado, líquido 33.979 25.876 20.458

Refino, Transporte e Comercialização (Segmento de Abastecimento) Receitas líquidas para terceiros (1)(2) $42.831 $33.229 $20.981 Receitas líquidas entre áreas 15.128 12.286 7.786

Total de receitas operacionais líquidas (2) 57.959 45.515 28.767 Depreciação, exaustão e amortização (669) (644) (548) Lucro líquido (3) 2.540 2.245 825 Investimentos 1.936 1.749 1.367 Imobilizado, líquido 9.828 8.098 6.333

Distribuição (Segmento de Distribuição) Receitas líquidas para terceiros (1) $ 18.394 $ 15.642 $10.328 Receitas líquidas entre áreas 287 225 158

Total de receitas operacionais líquidas 18.681 15.867 10.486 Depreciação, exaustão e amortização (143) (100) (59) Lucro líquido (3) 298 311 168 Investimentos 351 207 47 Imobilizado, líquido 1.468 1.238 1.011

Gás Natural e Energia (Segmento de Gás e Energia) Receitas líquidas para terceiros (1) $ 2.833 $ 1.932 $1.547 Receitas líquidas entre áreas 1.257 1.232 474

Total de receitas operacionais líquidas 4.090 3.164 2.021 Depreciação, exaustão e amortização (197) (105) (100) Lucro (prejuízo) líquido (3) (502) (342) (347) Investimentos 1.664 694 782 Imobilizado, líquido 6.828 5.328 4.506

Internacional (Segmento Internacional) Receitas líquidas para terceiros (1) $ 4.938 $ 3.647 $3.085 Receitas líquidas entre segmentos 1.133 880 519

Total de receitas operacionais líquidas 6.071 4.527 3.604 Depreciação, exaustão e amortização (417) (461) (423) Lucro líquido (3) 123 526 568 Investimentos 2.637 1.175 727 Imobilizado, líquido 5.722 4.655 4.160

(1) Na qualidade de uma empresa verticalmente integrada, nem todos as nossas áreas têm receitas de terceiros significativas. Por exemplo, nossa área de exploração e produção responde por uma grande parte de nossa atividade econômica e investimentos, porém, tem poucas receitas de terceiros.

(2) Desde 2005, as receitas da comercialização de óleo para terceiros estão sendo classificadas de acordo com os pontos de venda, que pode ser a área de Exploração e Produção ou a área de Abastecimento. Até 2004, as receitas da comercialização de óleo foram alocadas totalmente para a área de Exploração e Produção. Essa classificação não gerou nenhum impacto significativo nos resultados reportados para essas áreas e as informações de áreas não foram reformuladas já que é impraticável juntar e coletar dados de períodos anteriores em relação ao ponto de venda.

(3) Para alinhar as demonstrações financeiras a cada área comercial com as melhores práticas de empresas do setor de Petróleo e Gás e aprimorar o entendimento da nossa administração, desde o primeiro trimestre de 2006 passamos a alocar todos os resultados financeiros e itens de uma natureza financeira ao nível corporativo, incluindo anos anteriores.

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Análise e Discussão da Administração sobre a Condição Financeira e os resultados operacionais da PifCo

Visão Geral

A PifCo é nossa subsidiária integral. Conseqüentemente, a condição financeira e os resultados operacionais da PifCo são significativamente afetadas por nossas decisões, na qualidade de sua empresa controladora. A capacidade da PifCo de cumprir suas obrigações de dívida em aberto depende de diversos fatores, incluindo:

• nossa condição financeira e os resultados operacionais;

• à medida na qual continuamos a usar os serviços da PifCo para comprar petróleo e derivados no mercado;

• nosso desejo de continuar a fazer empréstimos para a PifCo e fornecer à PifCo outros tipos de suporte financeiro;

• a capacidade da PifCo de acessar fontes de financiamento, incluindo os mercados de capitais internacionais e linhas de crédito de terceiros; e

• a capacidade da PifCo de transferir seus custos de financiamento para nós.

PifCo recebe receita de:

• vendas de petróleo e derivados para a Petrobras;

• vendas limitadas de petróleo e derivados para terceiros; e

• receita financeira derivada do financiamento de vendas para a Petrobras, empréstimos para a Petrobras e investimentos em títulos e outros instrumentos financeiros.

As despesas operacionais da PifCo incluem:

• custo de vendas, que são compostos principalmente de compras de petróleo e derivados;

• despesas de venda, gerais e administrativas; e

• despesa financeira, principalmente de juros em suas linhas de crédito, e dívida dos mercados de capitais, vendas de recebíveis futuros e empréstimos da Petrobras.

Compras e Vendas de Petróleo e Derivados

A PifCo normalmente compra petróleo e derivados em transações com termos de pagamento de aproximadamente 30 dias. Normalmente pagamos por embarques de petróleo e derivados que a PifCo nos vende em um período de até 330 dias, o que nos permite tempo suficiente para reunir a documentação necessária de acordo com as leis brasileiras para iniciar o processo de pagamento para esses embarques. Antes de fevereiro de 2005, a PifCo vendeu petróleo e derivados para a Petrobras de acordo com os termos que permitiram o pagamento em até 270 dias a contar da data do conhecimento de embarque. Durante esse período, a PifCo normalmente financia a compra de petróleo e derivados por recursos previamente fornecidos pela Petrobras ou por acordos de trade finance com terceiros. A diferença entre o valor que a PifCo paga pelo petróleo e derivados e o valor que pagamos pelo mesmo petróleo e derivados é diferida e reconhecida como parte da receita financeira da PifCo de acordo com o método linear durante o período no qual nossos pagamentos para a PifCo são realizados.

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Resultados das Operações

Resultados das operações do exercício findo em 31 de dezembro de 2006 comparados ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005.

Prejuízo Líquido

A PifCo teve um prejuízo líquido de US$ 210,5 milhões em 2006, em comparação com um prejuízo líquido de US$ 27,8 milhões em 2005, principalmente em virtude de (1) títulos recomprados em uma oferta de recompra de títulos resultando em uma despesa de US$ 160,0 milhões, e (2) pagamento do ágio relacionado ao pré-pagamento dos Senior Trust Certificates (Series A1 e B) de taxa fixa da PFL no valor de US$ 13,7 milhões.

Vendas de Petróleo, Derivados e Serviços

As vendas da PifCo de petróleo e derivados e serviços aumentaram 28,8% de US$ 17.136,1 milhões em 2005 para US$ 22.069,8 milhões em 2006. Esse aumento foi, principalmente, em virtude de um aumento de 19,8% no preço médio do petróleo Brent, de US$ 54,38 por barril durante 2005 para US$ 65,14 por barril em 2006 e de um aumento de 15,3% no volume comercializado de petróleo e derivados.

Custo de Vendas

O custo das vendas aumentou 29% de US$ 16.983,3 milhões em 2005 para US$ 21.900,5 milhões em 2006. Esse aumento foi principalmente em virtude do aumento no preço médio do petróleo Brent e do aumento no volume, descrito acima.

Despesas de Vendas, Gerais e Administrativas

As despesas de vendas, gerais e administrativas da PifCo consistem principalmente em custos de embarque e taxas para serviços, incluindo serviços contábeis, jurídicos e de classificação de risco. Essas despesas aumentaram 25,1% de US$ 165,7 milhões em 2005 para US$ 207,4 milhões em 2006, das quais US$ 171 milhões consistiam em despesas de embarque em virtude de um aumento na média das taxas de frete no período, como resultado de mudanças nas tendências de mercado e rotas de embarque internacionais.

Receitas Financeiras

A receita financeira da PifCo consiste em financiamento de vendas para a Petrobras e empréstimos para a Petrobras, investimentos em títulos e outros instrumentos financeiros. A receita financeira da PifCo aumentou 30,6% de US$ 984,0 milhões em 2005 para US$1.285,2 milhões em 2006, principalmente em virtude de (1) um aumento nas vendas para nós durante 2005 em comparação com 2004 bem como o valor de vendas durante 2006, resultando em receita financeira adicional em virtude de termos de financiamento concedido a nós e em virtude de juros calculados mensalmente (consultar “Compras e Vendas de Petróleo e Derivados”), (2) um aumento em empréstimos para partes relacionadas, e (3) um aumento na receita financeira de investimentos de curto e longo prazo como resultado de retornos maiores.

Despesas Financeiras

As despesas financeiras da PifCo consistem em juros pagos e acumulados sobre suas dívidas em aberto e outras taxas relacionadas à sua emissão de dívida. As despesas financeiras da PifCo aumentaram 45,9% de US$ 998,9 milhões em 2005 para US$ 1,457.8 milhões em 2006, principalmente em virtude de (1) títulos recomprados na oferta de recompra de títulos resultando em uma despesa de US$ 160,0 milhões, (2) um aumento dos empréstimos inter-companhia feitos por nós, (3) um aumento nas despesas financeiras relacionadas a linhas de crédito e (4) o pagamento do ágio relacionado ao pré-pagamento dos Senior Trust Certificates (Series A1 e B) de taxa fixa da PFL no valor de US$ 13,7 milhões.

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Liquidez e Recursos de Capital

Petrobras

Visão Geral

Nossos principais usos de recursos são para investimentos, pagamentos de dividendos e pagamento de dívida. Temos, historicamente, atendido a essas exigências com recursos gerados internamente, dívida de curto prazo, dívida de longo prazo, project financings e contratos de leasing. Acreditamos que essas fontes de recursos, junto às nossas fortes disponibilidades, continuarão a nos permitir atender nossas exigências de capital atualmente previstas. Em 2007, nossas principais necessidades de caixa incluem os investimentos planejados de US$ 23.706 milhões, dividendos anunciados de US$ 3.693 milhões e pagamentos de US$ 4.519 milhões sobre nossa dívida de longo prazo, contratos de leasing e project financing.

Estratégia de Financiamento

O objetivo de nossa estratégia de financiamento é nos ajudar a atingir as metas estabelecidas em nosso Plano Estratégico divulgado em 30 de junho de 2006, que prevê investimentos de US$ 87,1 bilhões de 2007 até 2011. Continuaremos com nossa política de ampliar o prazo de nosso perfil de vencimento da dívida, mantendo a alavancagem dentro da faixa confortável, para que, apesar da expansão dos investimentos, a média da alavancagem financeira esteja próxima à do plano anterior. Também pretendemos reduzir nosso custo de capital por meio de uma variedade de acordos de financiamento de médio e longo prazo, incluindo financiamento a fornecedores, project financing, financiamento bancário, securitização e emissão de dívida, e um programa de recompra de ações que foi aprovada pelo nosso Conselho de Administração em 15 de dezembro de 2006.

Controle Governamental

O Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão controla o valor total da dívida de médio e longo prazo que nós e nossas subsidiárias brasileiras temos autorização para incorrer através do processo de aprovação do orçamento anual (Plano de Dispêndio Global, ou PDG). Antes de emitir dívida de médio e longo prazo, nós e nossas subsidiárias brasileiras também devemos obter a aprovação do Tesouro Nacional pouco antes da emissão.

De acordo com a Resolução no 96/89 do Senado, o nível de nossos empréstimos está sujeito a um valor máximo anual, excluindo certas obrigações comerciais permitidas, com base no patrimônio líquido, despesa de juros da dívida e outros fatores do ano anterior e sujeito a certos ajustes trimestrais contínuos. Em 2006, o nível máximo de dívida que a Petrobras pode incorrer foi estabelecido em US$ 985 milhões. O nível máximo foi estabelecido em US$ 891,6 milhões em 2005 e US$ 958 milhões em 2004.

Toda a nossa dívida denominada em moeda estrangeira, bem como a dívida denominada em moeda estrangeira de nossas subsidiárias brasileiras exige registro no Banco Central. A emissão de dívida de nossas subsidiárias internacionais, entretanto, não está sujeita ao registro no Banco Central ou à aprovação do Tesouro Nacional. Além disso, todas as emissões de títulos de médio e longo prazo e debêntures exigem a aprovação de nosso conselho de administração. Os empréstimos que excederem o valor orçado aprovado para qualquer exercício também exigem a aprovação do Senado brasileiro.

Fontes de Recursos

Nosso Fluxo de Caixa

Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos disponibilidades no valor de US$ 12.688 milhões em comparação com US$ 9.871 milhões em 31 de dezembro de 2005.

As atividades operacionais forneceram fluxos de caixa líquidos de US$ 21.077 milhões em 2006, em comparação com US$ 15.115 milhões em 2005. Os principais efeitos sobre o caixa gerado por atividades operacionais foram receitas operacionais líquidas que aumentaram US$ 16.023 milhões, principalmente em virtude de um aumento no volume vendido e nos preços no mercado doméstico e internacional.

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O caixa líquido usado em atividades de investimento aumentou para US$ 14.681 milhões em 2006 em comparação com US$ 10.207 milhões em 2005. Esse aumento foi devido principalmente a nossos investimentos relacionados a nossas atividades operacionais, que usaram US$ 14.643 milhões de caixa incluindo US$ 7.329 milhões aplicados em nossos projetos de exploração e produção no Brasil, principalmente na Bacia de Campos.

As atividades de financiamento usaram caixa líquido de US$ 4.354 milhões em 2006, em comparação com US$ 2.625 milhões usados em 2005. Esse aumento foi principalmente em virtude de um aumento no valor de dividendos pago aos acionistas em 2006 em comparação com 2005, e à oferta de recompra de títulos da PifCo, no valor de US$ 1.046 milhões.

Dívida de Curto Prazo

Nossa dívida de curto prazo em aberto serve principalmente para dar suporte às nossas importações de petróleo e derivados, e é fornecida quase que inteiramente por bancos internacionais. Em 31 de dezembro de 2006, nossa dívida de curto prazo (excluindo as partes atuais das obrigações de longo prazo) totalizava US$ 1.293 milhões em comparação com US$ 950 milhões em 31 de dezembro de 2005.

Dívida de Longo Prazo

Nossa dívida total de longo prazo consolidada em aberto consiste principalmente de títulos emitidos nos mercados de capitais internacionais, debêntures emitidas no mercado de capitais doméstico, valores em aberto em linhas de crédito garantidas por agências de crédito de exportação e agências multilaterais, e financiamentos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (ou BNDES) e outras instituições financeiras. A dívida de longo prazo em aberto, mais a parte de curto prazo de nossa dívida de longo prazo, totalizavam US$ 12.616 milhões em 31 de dezembro de 2006, em comparação com US$ 12.931 milhões em 31 de dezembro de 2005.

Incluídas nesses valores em 31 de dezembro de 2006 estão as seguintes emissões de dívida internacionais:

Títulos Valor do Principal

Step Down Notes de 6,625% com vencimento em 2007 (1) EUR 134 milhões Notes da PifCo de 9,125% com vencimento em 2007 (2) US$ 500 milhões Notes da PifCo de 9,875% com vencimento em 2008 (2) US$ 450 milhões Notes da PifCo de 9,750% com vencimento em 2011 (2) US$ 600 milhões Senior Exchangeable Notes da PifCo de 4,750% com vencimento em 2007 US$ 338 milhões Global Step-up Notes da PifCo de 12,375% com vencimento em 2008 (3) US$ 400 milhões Global Notes da PifCo de 9,125% com vencimento em 2013 US$ 750 milhões Global Notes da PifCo de 8,375% com vencimento em 2018 US$ 750 milhões Senior Trust Certificates da PifCo de 3,748% com vencimento em 2013 US$ 200 milhões Senior Trust Certificates da PifCo de 6,436% com vencimento em 2015 US$ 550 milhões Notes da PEPSA de 9,375% com vencimento em 2013 US$ 100 milhões Global Notes da PifCo de 7,75% com vencimento em 2014 US$ 600 milhões Global Notes da PifCo de 6,125% com vencimento em 2016 US$ 500 milhões Japanese Yen Bonds da PifCo de 2,15% com vencimento em 2016 (4) US$ 294 milhões Notes da PEPSA de 9,00% com vencimento em 2009 US$ 181 milhões Notes da PEPSA de 8,13% com vencimento em 2010 US$ 349 milhões Notes da PEPSA de 6,55% com vencimento em 2011 US$ 87 milhões Notes da PEPSA de 9,38% com vencimento em 2013 US$ 200 milhões

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(1) Euro; US$ 1,3191 = EUR 1,00 em 31 de dezembro de 2006. (2) Emitidos pela PifCo, com suporte da Petrobras através de um standby purchase agreement e com seguro contra 18 meses de

inconversibilidade e risco de transferência para pagamentos de juros. (3) Os Global Step-up Notes incorrem juros a partir de 31 de março de 2003 a uma taxa de 9,00% ao ano até 1o de abril de

2006 e a uma taxa de 12,375% ao ano posteriormente, com os juros pagáveis semestralmente. Emitidas pela PifCo, com o nosso suporte por meio de um standby purchase agreement.

(4) Emitidos pela PifCo em 27 de setembro de 2006 no valor de ¥ 35 bilhões

Project Finance

Desde 1997, estamos utilizando project financings para fornecer capital para nossos grandes projetos de exploração e produção e projetos relacionados, incluindo alguns sistemas de transporte e processamento de gás natural. Todos esses projetos, e as dívidas das sociedades de propósito específico (SPEs) criadas para esses projetos, são registrados em nosso balanço patrimonial e contabilizados no item “Project Financings”. De acordo com arranjos contratuais normais, somos responsáveis por desenvolver os campos de petróleo e gás, operar os campos, pagar todas as despesas operacionais relacionadas aos projetos e remeter uma parte dos recursos líquidos gerados dos campos para financiar a dívida das SPEs e o retorno sobre o patrimônio líquido. No final de cada project financing, temos a opção de comprar os ativos do projeto da SPE ou, em alguns casos, adquirir o controle sobre a própria SPE.

Os project financings em aberto, mais a parte de curto prazo de nossos project financings, totalizavam US$ 6.374 milhões em 31 de dezembro de 2006, em comparação com US$ 6.042 milhões em 31 de dezembro de 2005.

Durante 2006, fizemos investimentos de US$ 7.329 milhões (50,1% de nossos investimentos) em projetos de exploração e produção no Brasil, principalmente na Bacia de Campos, dos quais vários estão sendo financiados por project financings.

Do valor projetado de US$ 2.955 milhões de despesas com project financings em 2007, esperamos que aproximadamente US$ 819 milhões sejam usados por nossa área de exploração e produção e US$ 397 milhões por nossa área de abastecimento e US$ 1.739 milhões por nossa área de gás e energia. O valor da área de gás e energia será aplicado diretamente pelas SPEs criadas para essa finalidade.

Em 31 de dezembro de 2006, a parte de longo prazo dos project financings vence nos seguintes anos:

(Milhões de US$)

2008 1.252 2009 993 2010 666 2011 401 2012 158 2013 e posteriormente 722 4.192

PifCo

Visão Geral

A PifCo financia suas atividades de comercialização de petróleo principalmente com bancos comerciais, incluindo linhas de crédito, bem como por empréstimos inter-companhia e pela emissão de títulos nos mercados de capitais internacionais. Na qualidade de uma empresa não brasileira, a PifCo não é legalmente obrigada a receber a aprovação prévia do Tesouro Nacional brasileiro para incorrer em dívida ou registrar dívida no Banco Central. Como política, entretanto, a emissão de qualquer dívida é recomendada por qualquer um entre: nosso Diretor

118

Financeiro, nossa Diretoria Executiva ou nosso Conselho de Administração, dependendo do valor total do principal e do prazo da dívida a ser emitida.

Fontes de Recursos

Fluxo de Caixa da PifCo

Em 31 de dezembro de 2006, a PifCo tinha disponibilidades de US$ 510,8 milhões, em comparação com US$ 230,7 milhões em 31 de dezembro de 2005. O aumento no caixa foi principalmente um resultado de recursos de empréstimos de curto e longo prazo feitos por nós durante 2006. As atividades operacionais da PifCo usaram um caixa líquido de US$ 1.967,4 milhões em 2006, em comparação com o uso de caixa líquido de US$ 5,9 milhões em 2005, principalmente como resultado de (i) um aumento nas contas a receber de partes relacionadas, como resultado de um aumento no preço médio do petróleo Brent, (ii) uma alteração do período durante o qual pagamos a PifCo por embarques de petróleo e derivados de 270 para 330 dias e (iii) um aumento no volume das transações comerciais de petróleo e derivados. As atividades de investimento da PifCo usaram um caixa líquido de US$ 1.891,0 milhões em 2006, em comparação com o uso do caixa líquido de US$ 2.271,0 milhões em 2005, principalmente como resultado de uma redução na posição em aberto de títulos em virtude da amortização dos títulos da CLEP no valor de US$ 630 milhões. As atividades de financiamento da PifCo geraram um caixa líquido de US$ 4.138,5 milhões em 2006, em comparação com a geração de caixa líquido de US$ 1.400,3 milhões em 2005, principalmente como resultado de um aumento nos recursos de empréstimos de curto e longo prazo feitos por nós.

Contas a Receber

As contas a receber de partes relacionadas aumentaram 22,8% de US$ 8.681,1 milhões em 31 de dezembro de 2005 para US$ 10.658,9 milhões em 31 de dezembro de 2006, principalmente como resultado de um aumento de 19,8% no preço médio do petróleo Brent e em virtude de um aumento de 15,3% no volume de transações comerciais de petróleo e derivados

Empréstimos de Curto Prazo da PifCo

Os empréstimos de curto prazo da PifCo são denominados em dólares norte-americanos e consistem de linhas de crédito e empréstimos a pagar. A posição em aberto da PifCo em 31 de dezembro de 2006 em cartas de crédito irrevogável era de US$ 552,1 milhões, em comparação com US$ 369,5 milhões em 31 de dezembro de 2005. Considerando somente a emissão de cartas de crédito irrevogáveis que dão suporte às importações de óleo, a posição em aberto da PifCo em 31 de dezembro de 2006 era de US$ 365 milhões, em comparação com US$ 300,6 milhões em 31 de dezembro de 2005. Em 31 de dezembro de 2006, a PifCo acessou US$ 329,2 milhões em linhas de crédito, incluindo a parte de curto prazo das linhas de crédito de longo prazo, em comparação com US$ 493,6 milhões acessados em 31 de dezembro de 2005. A média ponderada da taxa de juros anual sobre esses empréstimos de curto prazo era de 6,76% em 31 de dezembro de 2006, em comparação com 5,0% em 31 de dezembro de 2005. Em 31 de dezembro de 2006, a PifCo utilizou todos os recursos de linhas de crédito para a compra de importações.

A parte de curto prazo dos títulos da PifCo a pagar para partes relacionadas, que é composta principalmente de títulos a pagar para a Petrobras, aumentou 23,9% de US$ 4.346,1 milhões em 31 de dezembro de 2005 para US$ 5.386,8 milhões em 31 de dezembro de 2006, principalmente como resultado das necessidades de financiamento de curto prazo da PifCo.

Empréstimos de Longo Prazo da PifCo

Os empréstimos de longo prazo da PifCo da petrobras aumentaram de US$ 3.734,1 milhões em 31 de dezembro de 2005 para US$ 7.441,7 milhões em 31 de dezembro de 2006, com taxas de juros variando de 8,3% a 8,6% e com vencimentos entre 2010 e 2021.

Em 31 de dezembro de 2006, a PifCo tinha em aberto US$ 1.041,3 milhões em linhas de crédito de longo prazo com vencimentos entre 2008 e 2017, em comparação com US$ 1.194,7 milhões em 31 de dezembro de 2005.

Em 24 de julho de 2006, a PifCo concluiu sua oferta de recompra de dívida (Oferta) anunciada em 18 de julho de 2006. O valor dos títulos recomprados das cinco séries de títulos relacionados abaixo foi US$ 888,3

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milhões. Incluindo os títulos previamente recomprados por nós e nossas coligadas, também incluídos na oferta, o valor total atingido foi de US$ 1.215,7 milhões. A finalidade dessa iniciativa foi reduzir o total da dívida em aberto e simplificar o perfil de dívida, aproveitando a forte geração de caixa da PifCo. A transação foi liquidada em 27 de julho de 2006 e todos os títulos recomprados foram cancelados a partir dessa data. Mediante a conclusão da Oferta, a PifCo incorreu despesas no valor total de US$ 160,0 milhões.

Taxa de Data de Valor do Principal

Títulos Recomprados

Juros Venci-

mento


Global step-up notes............. 12,375% 2008 US$ 265,4

Senior notes.......................... 9,875% 2008 211,8

Senior notes.......................... 9,750% 2011 313,6

Global notes ......................... 9,125% 2013 251,7

Global notes ......................... 8,375% 2018 173,2

US$ 1.215,7

Após a Oferta, o valor em aberto dos outros empréstimos de longo prazo era:

• US$ 524,6 milhões (US$ 500 milhões de curto prazo) em duas séries de Senior Notes de longo prazo com vencimento em 2008 e 2011. Em 24 de julho de 2006, esses títulos foram recomprados no valor de US$ 525,4 milhões. Os títulos incorrem juros de 9,875% e 9,75%, respectivamente.

• US$ 329,9 milhões (parte atual) em Senior Exchangeable Notes de 4,75% com vencimento em 2007, emitidos em 17 de outubro de 2002, em linha com a nossa compra da Perez Companc S.A. (atualmente conhecida como Petrobras Energia Participaciones–PEPSA). Na troca, a PifCo recebeu títulos emitidos pela Petrobras International Braspetro BV (PIB BV), uma parte relacionada, no mesmo valor, termos e condições que as Senior Exchangeable Notes. Na aquisição da Perez Companc, a PifCo também concedeu à PIB BV um empréstimo de US$ 724,5 milhões, com uma taxa de juros de 4,79%.

• US$ 134,6 milhões em Global Step-up Notes com vencimento em abril de 2008. Os títulos incorrem juros a partir de 31 de março de 2003 a uma taxa de 12,375% ao ano até 1o de abril de 2006 e a uma taxa de 12,375% ao ano posteriormente, com os juros pagáveis semestralmente. Em 1o de abril de 2006, os proprietários dos títulos tinham o direito de exercer uma opção de venda e exigir que a PifCo recomprasse os títulos, total ou parcialmente, ao valor nominal. Os proprietários dos títulos não exerceram esse direito de venda. A PifCo usou os recursos dessa emissão principalmente para repagar a dívida comercial e empréstimo inter-companhia. Em 24 de julho de 2006, esses títulos foram ofertados no valor de US$ 265,4 milhões.

• US$ 464,4 milhões (US$ 65,0 milhões, curto prazo) relacionados ao nosso programa de pré-pagamento de exportação. Em 21 de dezembro de 2001, a Trust (PF Export) emitiu para a PFL, subsidiária da PifCo, US$ 750 milhões de Senior Trust Certificates em quatro séries e US$ 150 milhões de Junior Trust Certificates. Além disso, em 13 de maio de 2003, a Trust emitiu US$ 550 milhões em Senior Trust Certificates de 6,436% com vencimento em 2015, e em 14 de maio de 2003, a Trust emitiu US$ 200 milhões em Senior Trust Certificates de 3,748% com vencimento em 2013 e US$ 150 milhões adicionais de Junior Trust Certificates. Em maio de 2004, a PFL e a PF Export Trust assinaram uma alteração ao Contrato de Trust permitindo que os Junior Trust Certificates sejam compensados contra os Notes relacionados, ao invés de integralmente pagos, após o cumprimento de todas as obrigações de acordo com os Senior Trust Certificates. O efeito dessa alteração é que os valores relacionados aos Junior Trust Certificates agora são apresentados líquidos, ao invés de brutos, nas demonstrações financeiras consolidadas da PifCo, e dessa forma US$ 150 milhões foram reduzidos da “parte atual da dívida de longo prazo” e da rubrica do passivo “dívida de longo prazo” a respeito das vendas de direitos de contas a receber futuras, com uma redução similar no item do ativo “ativos relacionados a pré-pagamentos de exportação.”

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Em 1o de setembro de 2005, a PFL pagou previamente os Senior Trust Certificates (Séries A2 e C) de taxa flutuante de acordo com as disposições aplicáveis dos acordos regentes. Para facilitar esse pagamento antecipado, pagamos previamente para a PFL um valor de US$ 330,3 milhões relacionados ao programa de pré-pagamento de exportação.

Em 1o de março de 2006, a PFL pagou previamente os Senior Trust Certificates (Séries A1 e B) de taxa fixa, de acordo com as disposições aplicáveis dos acordos regentes, no valor de US$ 333,9 milhões.

Em 26 de maio de 2006, a PFL concluiu com êxito uma solicitação de consentimento dos detentores dos Senior Trust Certificates Série 2003-A de 6,436% com vencimento em 2015 emitidos pela PF Export Receivables Master Trust. As alterações buscaram eliminar as exportações de bunker da transação de forma que os títulos foram garantidos somente pelas contas a receber das vendas de óleo combustível exportado por nós e para reduzir a média mínima das exportações brutas diárias de óleo combustível para qualquer período de doze meses consecutivos. A PFL também obteve o consentimento dos detentores da Série 2003-B, de 3,748% com vencimento em 2013. As alterações entraram em vigor em 1o de junho de 2006.

Como resultado dessas alterações, a taxa de ágio da garantia da Série 2003-B foi reduzida de 1,8% para 1,1%.

• US$ 2.181,4 milhões em Global Notes, dos quais US$ 500 milhões foram emitidos em 2 de julho de 2003 e têm vencimento em julho de 2013. Os títulos incorrem juros à taxa de 9,125% ao ano, pagáveis semestralmente. Em setembro de 2003, a PifCo emitiu US$ 250 milhões adicionais em Global Notes, que formam uma única série fungível com os US$ 500 milhões de Global Notes da PifCo com vencimento em julho de 2013. Os recursos dessas emissões foram usados principalmente para pagar dívidas comerciais e empréstimos inter-companhia. Em 24 de julho de 2006, esses títulos foram recomprados no valor de US$ 251,7 milhões. Em 10 de dezembro de 2003, a PifCo emitiu US$ 750 milhões adicionais de Global Notes com vencimento em dezembro de 2018. Os títulos incorrem juros a uma taxa de 8,375% ao ano, pagáveis semestralmente. Em 24 de julho de 2006, esses títulos foram recomprados no valor de US$ 173,2 milhões. Em setembro de 2004, a PifCo emitiu US$ 600 milhões adicionais de Global Notes com vencimento em 2014. Os títulos incorrem juros a uma taxa de 7,75% ao ano, pagáveis semestralmente. Os recursos da emissão desses títulos foram usados principalmente para fins corporativos gerais, incluindo o financiamento de importações de derivados e o pagamento de dívidas comerciais existentes e empréstimos inter-companhia. Em 6 de outubro de 2006, a PifCo emitiu Global Notes de US$ 500.000 com vencimento em outubro de 2016. Os títulos incorrem juros a uma taxa de 6,125% ao ano, pagáveis semestralmente. A PifCo usou os recursos dessa emissão principalmente para pagar dívidas comerciais e empréstimos inter-companhia.

• US$ 293,9 milhões (¥35 bilhões) em Yen Bonds japoneses emitidos em setembro de 2006 e com vencimento em setembro de 2016. A emissão foi uma colocação privada no mercado japonês com uma garantia parcial do Japan Bank for International Cooperation (JBIC) e sua principal finalidade foi entrar novamente no mercado japonês, acessar uma nova base de investidores e reduzir o custo financeiro. Os títulos incorrem juros a uma taxa de 2,15% ao ano, pagáveis semestralmente. Na mesma data, a PifCo celebrou um contrato de swap com o Citibank, fazendo o swap do valor total dessa dívida para dívida denominada em dólar norte-americano.

Em 31 de dezembro de 2006, a PifCo tinha disponível linhas de crédito comprometidas standby no valor de US$ 675 milhões, que não são específicas quanto às exigências de uso. A PifCo não tem valores sacados relacionados a essa linha de crédito e, na data deste registro, não tem programada uma data para o saque.

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A tabela a seguir apresenta as fontes da dívida de curto e de longo prazo da PifCo em 31 de dezembro de 2006 e 31 de dezembro de 2005:

DÍVIDA DE CURTO PRAZO E LONGO PRAZO

31 de dezembro de 2006 31 de dezembro de 2005

(em milhões de dólares norte-americanos) Curto Prazo Longo Prazo Curto Prazo Longo Prazo

Instituições de financiamento US$ 329,2 US$ 1.041,2 US$ 493,6 US$ 1.194,7 Senior notes 533,9 524,6 53,5 1.550,0 Global step-up notes 4,2 134,6 9,0 400,0 Global notes 32,7 2.181,4 26,3 2.115,3 Venda de direito a contas a receber futuras 68,4 614,4 567,4 679,4 Senior exchangeable notes 333,7 - 3,7 329,9 Japanese yen bonds 1,7 293,9 - - Ativos relacionados ao pré-pagamento de exportação a ser compensado pelas vendas de direitos a contas a receber futuras - (150,0) (150,0) (150,0)

Títulos recomprados - - (4,7) (210,9)

US$ 1.303,8 US$ 4.640,1 US$ 998,8 US$ 5.908,4

Títulos Extintos

Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, tínhamos valores investidos no exterior em um fundo de investimento exclusivo que mantinha títulos de dívida de algumas de nossas empresas do grupo no valor de US$ 245 milhões e US$ 2.078 milhões, respectivamente. Quando esses títulos são comprados pelo fundo, os valores relacionados, junto aos juros aplicáveis, são removidos da rubrica de títulos e dívida de longo prazo. Veja a nota explicativa 12 às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2006.

Acordos Não registrados no Balanço Patrimonial

Conforme descrito acima, todos os nossos project financings estão registrados no balanço patrimonial. Em 31 de dezembro de 2006, nem nós nem a PifCo tínhamos acordos não registrados em balanço patrimonial que tenham, ou seja razoavelmente provável que tenham, um efeito relevante na condição financeira, receitas ou despesas, resultados operacionais, liquidez, investimentos ou recursos de capital.

Uso de Fundos

Investimentos

Para atingirmos as metas estabelecidas em nosso plano estratégico, continuamos a dar prioridade aos investimentos para o desenvolvimento de projetos de produção de petróleo e gás natural por investimentos diretos e por compromissos estruturados com parceiros. Investimos um total de US$ 14.643 milhões em 2006, a aumento de 41,3% em comparação com nossos investimentos em 2005. Nossos maiores investimentos em 2006 foram dirigidos principalmente para aumentar nossa capacidade de produção na Bacia de Campos, aprimorar nossas refinarias e expandir nosso sistema de distribuição e transporte por dutos. Do valor total dos investimentos em 2006, US$ 7.329 milhões estavam relacionados com projetos de exploração e produção principalmente na Bacia de Campos (50,1%), que inclui investimentos financiados por meio de estruturas de project financing. A PifCo utiliza os recursos principalmente para financiar suas atividades de comercialização de petróleo.

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A tabela a seguir estabelece nossos investimentos (incluindo project financings e investimento em usinas

termoelétricas) para cada um de nossas áreas de negócios em 2006, 2005 e 2004:

INVESTIMENTOS CONSOLIDADOS Exercícios findos em

31 de dezembro de

2006 2005 2004 (em milhões de dólares norte-americanos) Exploração e Produção $7.329 $6.127 $4.574 Abastecimento 1.936 1.749 1.367 Distribuição 351 207 47 Gás e Energia 1.664 694 782 Internacional Exploração e Produção 2.304 1.067 666 Abastecimento 202 79 43 Distribuição 77 16 12 Gás e Energia 54 13 6 Corporativo 726 413 221

Total $14.643 $10.365 $7.718

Em 30 de junho de 2006, anunciamos nosso Plano Estratégico, que contempla investimentos orçados totais de US$ 87,1 bilhões de 2007 a 2011, aproximadamente US$ 74,9 bilhões dos quais serão dirigidos para nossas atividades no Brasil, enquanto US$ 12,2 bilhões serão dirigidos para nossas atividades no exterior. A maioria de nossos investimentos de 2007 a 2011, aproximadamente US$ 49,2 bilhões, serão dirigidos para exploração e produção, dos quais US$ 40,7 bilhões são dirigidos para nossas atividades no Brasil.

Nosso Plano Estratégico até 2011 contempla despesas domésticas maiores em nossas atividades de construção e outros projetos. Estimamos que dos US$ 74,9 bilhões em investimentos domésticos até 2011, no mínimo US$ 49,8 bilhões (66%) serão utilizados para pagar por equipamento fornecidos e serviços prestados por contratados, fornecedores e outros prestadores de serviço brasileiros.

Nosso orçamento de investimentos para o exercício de 2007, incluindo nossos project financings, é de US$ 23,7 bilhões, alocados entre cada uma de nossas áreas de negócios conforme a seguir: (i) Exploração e Produção: US$ 11,2 bilhões; (ii) Abastecimento: US$ 4.4 bilhões; (iii) Internacional: US$ 3.0 bilhões; (iv) Gás e Energia: US$ 4.1 bilhões; (v) Distribuição: US$ 0,4 bilhão; e (vi) Corporativo: US$ 0,6 bilhão.

Planejamos atender aos nossos investimentos principalmente por caixa gerado internamente e emissões nos mercados de capitais internacionais. Nossos investimentos reais podem variar substancialmente dos números projetados mencionados acima como resultado das condições de mercado e do custo e disponibilidade dos recursos necessários.

Dividendos

Em 2006, pagamos dividendos de aproximadamente US$ 3,213 milhões (US$ 0,73 por ação). Aproximadamente 76% desse valor foi pago em forma de juros sobre o capital próprio.

Em 2 de abril de 2007, a Assembléia Geral Ordinária aprovou dividendos relacionados ao exercício findo em 2006, totalizando US$ 3.693 milhões, correspondente a US$ 0,84 por ação ordinária e preferencial, incluindo juros sobre o capital próprio, para a qual US$ 2.052 milhões foram disponibilizados aos acionistas em 4 de janeiro de 2007. Esse valor corresponde a US$ 0,47 por ação, com base na posição de ação em 31 de outubro de 2006. US$ 923 milhões foram concedidos em 30 de março de 2007, com base na posição das ações em 28 de dezembro de 2006, correspondendo a US$ 0,21 por ação. O saldo restante de US$ 718 milhões, correspondente a US$ 0,16 por ação, foi provisionado dentro do prazo legal, em 17 de maio de 2007, com base na posição das ações em 2 de abril de 2007

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Os dividendos são reajustados de acordo com a taxa Selic a partir de 31 de dezembro de 2006 até 17 de

maio de 2007, a data de pagamento de cada parte.

Obrigações Contratuais

Petrobras

A tabela a seguir resume nossas obrigações contratuais em aberto em 31 de dezembro de 2006:

Pagamentos devidos por período (em milhões de dólares norte-americanos)

Obrigações Contratuais: Total

Inferior a 1 ano 1 a 3 anos 3 a 5 anos

Superior a 5 anos

Itens do Balanço Patrimonial: Obrigações de Dívida de Longo Prazo 12.616 2.106 2.265 2.353 5.892 Obrigações de Fundo de Pensão (1) 17.238 830 1.887 2.274 12.247 Obrigações de Project Finance 6.374 2.182 2.245 1.067 880 Obrigações de Leasing de Capital (Financeiro) 1.055 231 460 285 79

Total dos Itens do Balanço Patrimonial 37.283 5.349 6.857 5.979 19.098

Outras Obrigações Contratuais de Longo Prazo: Compromissos Ship-or-Pay de Gás Natural 6.467 491 988 996 3.992 Obrigações de Serviços Contratuais 8.444 3.432 3.726 825 461 Contratos de Abastecimento de Gás Natural 7.577 822 1.227 1.106 4.422 Obrigações de Leasing Operacional 8.261 2.590 3.800 1.164 707 Obrigações de Compra 2.736 1.104 964 234 434 Obrigações de Compra Internacionais 3.262 895 493 535 1.339

Total de Outras Obrigações Contratuais de Longo Prazo 36.747 9.334 11.198 4.860 11.355

Total 74.030 14.683 18.055 10.839 30.453

(1) Há ativos de plano de pensão no valor de US$ 12.395 milhões que garantem as obrigações do plano de pensão. Esses ativos são apresentados como uma redução aos passivos atuariais líquidos. Vide a Nota Explicativa 16 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2006.

PifCo

A tabela abaixo apresenta as obrigações contratuais em aberto da PifCo em 31 de dezembro de 2006, e a data de vencimento das obrigações contratuais.

Pagamentos devidos por período (em milhões de dólares norte-americanos)

Obrigações Contratuais TOTAL Inferior a 1 ano 1 a 3 anos 3 a 5 anos

Superior a 5 anos

Dívida de longo prazo 5.697,6 1.057,5 988,4 704,9 2.946,8 Títulos a Pagar – Longo prazo 7.441,7 3.927,1 3.514,6 Obrigações de Compra - Longo prazo

3.272,8 954,6 1.129,7 528,7 659,8

Total 16.412,1 2.012,1 2.118,1 5.160,7 7.121,2

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Patrimônio Líquido

Aumento de Capital

Em setembro de 2006, nós, seguindo a recomendação do Conselho de Administração, alteramos a designação de US$ 120 milhões em adiantamentos para capital futuro e US$ 180 milhões em títulos a receber da PifCo para aumento de capital.

Oferta de troca

Em 4 de janeiro de 2007, a PifCo anunciou uma oferta para a troca de títulos (Oferta de Troca) totalizando até US$ 500 milhões para cinco séries de Títulos.

O objetivo da Troca foi oferecer aos investidores a oportunidade de substituir os cinco títulos antigos relacionados abaixo pelo novo título de referência da PifCo, emitido em 6 de outubro de 2006 com um cupom de 6,125% ao ano e vencimento em 2016.

A liquidação da Oferta de Troca ocorreu em 7 de fevereiro de 2007 e como resultado, a PifCo recebeu e aceitou uma troca no valor de US$ 399,1 milhões (valor nominal dos Títulos). Todos os Títulos recebidos foram cancelados no mesmo dia e, como conseqüência, a PifCo emitiu US$ 399,1 milhões de Global Notes com vencimento em 2016 que incorrem juros a uma taxa de 6,125% ao ano, pagáveis semestralmente. Os novos Títulos constituem uma única série fungível com os US$ 500 milhões de Global Notes com vencimento em 2016 emitidos em outubro de 2006. No total, haverá US$ 899,1 milhões em títulos em circulação com vencimento em 2016. A PifCo também pagou aos investidores um valor em dinheiro equivalente a US$ 56 milhões como resultado da Troca. A tabela abaixo apresenta o resultado da Troca.

(em milhões de dólares norte-americanos)

Títulos Anteriores da

PifCo

Taxa de

Juros Vencimento Principal em Aberto

Após a Troca Valor Total Trocado

Global Step-Up Notes 12,375% 2008 US$ 126,9 US$ 7,8

Senior Notes 9,875% 2008 224,2

14,0 Senior Notes 9,750% 2011 235,4

51,0

Global Notes 9,125% 2013 374,2 124,1 Global Notes 7,750% 2014 397,9 202,2

US$ 1.358,6 US$ 399,1

(em milhões de dólares norte-americanos)

Novos Títulos da

PifCo

Taxa de

Juros Vencimento Principal em Aberto

Após a Troca Valor Total Emitido

Global Notes 6,125% 2016 US$ 899,1 US$ 399,1

US$ 899,1 US$ 399,1

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Políticas e Estimativas Contábeis Essenciais

A discussão a seguir descreve as áreas que exigem o melhor critério ou envolvem um grau mais alto de complexidade na aplicação das políticas contábeis que atualmente afetam nossa condição financeira e os resultados operacionais. As estimativas contábeis que fazemos nesses contextos exigem que façamos premissas sobre questões que são altamente incertas. Em cada caso, se tivéssemos feito outras estimativas, ou se alterações nas estimativas ocorrerem de um período para outro, nossa condição financeira e os resultados operacionais podem ser relevantemente afetados.

A discussão aborda somente as estimativas que consideramos mais importantes com base no grau de incerteza e na probabilidade de um impacto relevante se usássemos uma estimativa diferente. Há muitas outras áreas nas quais usamos estimativas sobre questões incertas, porém, o efeito razoavelmente provável das estimativas alteradas ou diferentes não é relevante para nossa apresentação financeira.

Reservas de Óleo e Gás

Avaliações de reservas de petróleo e gás são importantes para a administração efetiva de ativos de exploração e produção. Elas são usadas para tomar decisões de investimento sobre propriedades de petróleo e gás. As quantidades de reserva de óleo e gás também são usadas como base para o cálculo de taxas de unidade de produção para depreciação e avaliação de desvalorização. As reservas de óleo e gás são divididas entre reservas provadas e não provadas. As reservas provadas são quantidades estimadas de petróleo, gás natural e líquidos de gás natural que os dados geológicos e de engenharia demonstram com razoável certeza que podem ser recuperados nos anos futuros a partir de reservatórios conhecidos em condições econômicas e operacionais existentes, isto é, preços e custos da data em que a estimativa é feita. As reservas não provadas são aquelas com uma certeza menos do que razoável de possibilidade de recuperação e são classificadas como prováveis ou possíveis. As reservas prováveis são reservas que é mais provável que sejam recuperadas do que não sejam e reservas possíveis são aquelas menos prováveis de serem recuperadas.

A estimativa de reservas provadas é um processo contínuo que considera as informações de engenharia e geológicas tais como registros de poços, dados de pressão e dados essenciais de amostra de fluído. As reservas provadas podem também ser divididas em duas categorias: desenvolvidas e não desenvolvidas. Espera-se que as reservas provadas desenvolvidas sejam recuperadas a partir de poços existentes incluindo armazenagem em rede, ou quando os custos necessários para colocá-los em produção são relativamente baixos. Para as reservas provadas não desenvolvidas, investimentos significativos são necessários, incluindo a perfuração de novos poços e instalação de unidades de produção ou transporte.

Usamos o método de “esforços bem-sucedidos” para contabilizar nossas atividades de exploração e produção. De acordo com esse método, os custos são acumulados em uma base campo a campo com certos gastos exploratórios e poços secos sendo debitados quando incorridos. Os poços exploratórios que encontram petróleo e gás em uma área que requer maiores investimentos antes da produção poder começar são avaliados anualmente para garantir que quantidades comerciais de reservas tenham sido encontradas ou que um trabalho de exploração adicional esteja em andamento ou planejado em um período razoável para o ciclo de desenvolvimento da Petrobras e considerando as exigências de prazos da ANP. Os custos de poços exploratórios que não atendem a esses critérios são debitados à despesa. Os custos de poços produtivos e poços secos são capitalizados e amortizados de acordo com o método de unidade de produção em virtude de ele fornecer uma contabilidade mais tempestiva do sucesso ou fracasso de nossas atividades de exploração e produção.

Impacto de Reservas de Óleo e Gás na Depreciação e Exaustão

O cálculo da depreciação e exaustão da unidade de produção é uma estimativa contábil essencial que mensura a depreciação e exaustão de ativos de exploração e produção. É o índice (1) dos volumes reais produzidos para (2) as reservas provadas desenvolvidas totais (reservas provadas recuperáveis por poços existentes com os métodos de operação e os equipamentos existentes) aplicada (3) ao custo do ativo. As reservas provadas não desenvolvidas são consideradas na amortização dos custos de aquisição de imóveis arrendados. Os volumes produzidos e o custo do ativo são conhecidos e apesar de as reservas provadas desenvolvidas terem uma alta probabilidade de possibilidade de recuperação, elas têm como base estimativas que estão sujeitas a alguma variabilidade. Essa variabilidade pode resultar em revisões líquidas para baixo ou para cima das reservas provadas

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nos campos existentes, quando mais informações se tornarem disponíveis por pesquisa e produção. Revisamos nossas reservas provadas nos últimos três anos, aumentando nossas reservas provadas em 425,5 milhões de barris de óleo equivalente em 2006, aumentando nossas reservas provadas em 258,4 milhões de barris de óleo equivalente em 2005 e reduzindo nossas reservas provadas em 431,3 milhões de barris de óleo equivalente em 2004.

Impacto das Reservas de Óleo e Gás e Preços nos Testes para Desvalorização

Em 31 de dezembro de 2006, nosso ativo imobilizado, líquido de exaustão acumulada, totalizava US$ 59 bilhões. Uma parte substancial desse valor consistia em propriedades produtoras de petróleo e gás. Essas propriedades são revisadas para verificar desvalorização sempre que eventos ou alterações nas circunstâncias indiquem que os valores contábeis não podem ser recuperados. Estimamos os fluxos de caixa futuros e descontados das propriedades afetadas para julgar a possibilidade de recuperação de valores contábeis. Em geral, as análises têm como base as reservas provadas, exceto em circunstâncias nas quais é provável que reservas não provadas adicionais serão desenvolvidas e contribuirão para fluxos de caixa no futuro; a porcentagem de probabilidades que incluímos nos fluxos de caixa não excede nossos índices de sucesso anteriores no desenvolvimento de prováveis reservas.

Realizamos análises de avaliação de ativos continuamente como parte de nosso programa de administração. Essas análises monitoram o desempenho de ativos contra os objetivos corporativos. Elas também nos auxiliam na revisão de se os valores contábeis de qualquer um de nossos ativos podem não ser passíveis de recuperação. Além de estimar os volumes de reserva de petróleo e gás na condução dessas análises, também é necessário estimar os futuros preços de petróleo e gás.

Em geral, não consideramos preços de óleo temporariamente baixos como um evento alavancador para a condução de testes de desvalorização. Os mercados de petróleo e gás natural têm um histórico de volatilidade significativa de preços. Apesar de os preços ocasionalmente caírem de forma súbita, os preços do setor durante o longo prazo continuarão a ser conduzidos pelas bases de oferta e procura do mercado. Conseqüentemente, quaisquer testes de desvalorização que realizarmos podem fazer uso de nossas premissas de preço de longo prazo para os mercados de petróleo e de gás natural. Essas são as mesmas premissas de preço que são usadas em nossos processos de planejamento e orçamento e nossas decisões de investimento de capital, e elas são consideradas estimativas conservadoras razoáveis considerando os indicadores de mercado e a experiência anterior. Preços futuros de petróleo e gás significativamente mais baixos podem levar a desvalorizações no futuro, se essas reduções forem consideradas indicativas de tendências de longo prazo. Além disso, alterações significativas na expectativa de curva de produção, desconto e/ou custos exigidos de extração e produção, podem afetar a análise de desvalorizações. Apesar de essas incertezas serem inerentes a esse processo de estimação, o valor dos encargos de desvalorização nos últimos anos tem sido pequeno em relação ao valor total das propriedades produtoras de petróleo e gás: US$ 21 milhões em 2006, US$ 156 milhões em 2005 e US$ 65 milhões em 2004. Com base em nossa experiência, acreditamos que a variabilidade futura em estimativas terá um pequeno impacto nos ativos e nas despesas.

Pensão e Outros Benefícios Pós-Aposentadoria

A determinação da despesa e do passivo em relação a nossos benefícios de pensão e outros benefícios pós-aposentadoria envolve o uso de critérios na determinação das premissas atuariais. Elas incluem estimativas de mortalidade futura, retiradas, alterações na remuneração e taxa de desconto para refletir o valor do tempo do dinheiro bem como a taxa de retorno sobre os ativos do plano. Essas premissas são revisadas no mínimo anualmente e podem ser relevantemente diferentes dos resultados reais em virtude de alterações nas condições de mercado e econômicas, eventos regulamentares, determinações judiciais, taxas de retirada mais altas ou mais baixas ou tempo de vida mais longo ou mais curto dos participantes.

De acordo com as exigências do SFAS 87, e as interpretações subseqüentes, a taxa de desconto deve ter como base o valor atual para liquidar a obrigação de pensão. A aplicação dos preceitos do SFAS 87 em ambientes historicamente inflacionários tais como o Brasil cria certas questões à medida que a capacidade para uma empresa liquidar uma obrigação de pensão em um ponto futuro possa não existir em virtude de os instrumentos financeiros de longo prazo adequados possam não existir localmente.

Apesar de o mercado brasileiro estar demonstrando sinais de estabilização, conforme refletido nas taxas de juros do mercado, as taxas de juros podem ser instáveis.

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Em 2004, nossa Diretoria Executiva aprovou uma alteração à tabela de mortalidade em relação às premissas atuariais de nossos planos de pensão e assistência médica no Brasil. Essa nova tabela de mortalidade reflete alterações no perfil dos funcionários, aposentados e pensionistas, com base na longevidade, tempo de invalidade e tabelas de mortalidade de inválido. O principal propósito da alteração era fortalecer nossos planos de benefício considerando uma avaliação mais precisa da maior expectativa de vida dos beneficiários do plano.

O aumento progressivo na longevidade tem um impacto direto no volume estimado e provisionado de compromissos e obrigações do plano e em nosso passivo no item “Benefícios pós-aposentadoria a funcionários – Plano de pensão” e em nosso patrimônio líquido no item “Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria líquidos de impostos – plano de pensão”.

A alteração da tabela de mortalidade está afetando os resultados dos anos subseqüentes a 2004 em virtude de um aumento de despesas relacionadas aos custos financeiros e amortização de “Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria líquidos de impostos – plano de pensão”.

“Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria líquidos de impostos – planos de pensão” são valores calculados como a diferença entre a consolidação prevista do valor líquido das obrigações de acordo com as premissas atuariais e as variações que ocorrerem efetivamente no decorrer do tempo. Esses valores deverão ser amortizados e registrados nos resultados de exercícios fiscais subseqüentes durante a expectativa de vida média dos membros do plano de pensão.

Em setembro de 2006, o FASB emitiu o SFAS no 158 - “Contabilidade de Empregadores Para Planos de Pensão de Benefício Definido e Outros Planos Pós-Aposentadoria — uma Alteração aos Pronunciamentos do FASB no 87, 88, 106 e 132(R)”, que entrou em vigor para nós em 31 de dezembro de 2006. Essa norma exige que contabilizemos a situação financeira positiva ou negativa de nosso plano de pensão de benefício definido e outros planos de benefício pós-aposentadoria como um ativo ou passivo e para refletir as alterações na situação financeira por “Outros resultados abrangentes acumulados”, como um componente separado do patrimônio líquido.

Mediante a adoção do SFAS 158, em 31 de dezembro de 2006, os passivos relacionados ao plano de pensão aumentaram em US$ 131 milhões e os passivos relacionados à assistência médica aumentaram US$ 1.495 milhões. O patrimônio líquido diminuiu US$ 1.083 milhões, líquido de imposto de renda (Vide a Nota Explicativa 16 (d) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006).

Litígios, Lançamentos Tributários e Outras Contingências

Foram feitas reivindicações de valores substanciais contra a Petrobras originadas no andamento normal dos negócios. Algumas vezes somos considerados responsáveis por vazamentos e lançamentos de derivados e produtos químicos de nossos ativos operacionais. De acordo com a orientação fornecida pelo U.S. GAAP, fazemos uma provisão para esses custos quando é provável que um passivo tenha sido incorrido e estimativas razoáveis do passivo possam ser feitas. Em 31 de dezembro de 2006, tinham uma provisão de US$ 233 milhões para contingências de litígios. Um julgamento dos nossos executivos é necessário para cumprir essa orientação e ele inclui a discussão da administração com nossos advogados, considerando todos os fatos e circunstâncias pertinentes. Acreditamos que os pagamentos exigidos para cumprir essas leis e regulamentos não variarão significativamente de nossos custos estimados, e dessa forma, não terão um efeito desfavorável relevante em nossas operações ou fluxos de caixa. Nos períodos anteriores, a diferença entre o pagamento real e o valor do passivo de provisão, relacionada às estimativas de contingências, não foi significativa, sem impacto relevante na demonstração do resultado no período do pagamento. Nos últimos cinco anos, nossos pagamentos de caixa anuais para contingências relacionadas a reivindicações contra a Petrobras, a empresa controladora, atingiram uma média de US$ 68 milhões ao ano.

Obrigações de Baixa de Ativos e Remediação Ambiental

De acordo com diversos contratos, permissões e regulamentos, temos obrigações legais relevantes de remover equipamentos e restaurar o terreno ou o solo oceânico no final das operações nos locais de produção. Nossas obrigações de remoção de ativos mais significativas envolvem a remoção e descarte de instalações de produção de petróleo e gás no mar em todo o mundo. Acumulamos os custos descontados estimados de desmontagem e remoção dessas instalações no momento da instalação dos ativos. Também estimamos os custos para futuras atividades de limpeza e remediação ambiental com base em informações atuais sobre os custos e planos

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esperados para remediação. O valor total dos custos estimados, em uma base com desconto, para a provisão de baixa de ativos e remediação ambiental em 31 de dezembro de 2006 foi de US$ 1.473 milhões. A estimativa de custos de baixa de ativos, remoção e remediação ambiental exigem a realização de cálculos complexos que necessariamente envolvem critérios em virtude de nossas obrigações estarem muitos anos no futuro, os contratos e regulamentos terem descrições vagas de quais práticas e critérios de remoção e remediação terão que ser cumpridos quando os eventos de remoção e remediação realmente ocorrerem e as tecnologias de remoção de ativos e os custos estarem mudando constantemente, junto a considerações políticas, ambientais, de segurança e relações públicas. Conseqüentemente, os prazos e valores de fluxos de caixa futuros estão sujeitos a uma incerteza significativa. Entretanto, considerando o valor significativo do tempo para a data de baixa final, quaisquer modificações nas especificações tecnológicas, exigências legais, ou outras questões, não teriam um efeito relevantemente desfavorável em um dos períodos de apresentação de relatório.

Em 2006, analisamos e revisamos nossos custos estimados relacionados a abandono de poços e a desmobilização de áreas de produção de petróleo e gás, considerando novas informações sobre a data de abandono prevista e estimativas de custo revisadas para o abandono. As alterações na obrigação estimada de abandono de ativos estavam relacionadas principalmente às mudanças nas expectativas sobre os preços do Brent, que levaram os campos relacionados a ter vidas econômicas mais longas. Essa revisão resultou em uma redução na provisão de US$ 112 milhões com um ganho reconhecido no lucro líquido, e registrado na linha intitulada custos exploratórios para exploração de petróleo e gás. Vide a nota explicativa 9(d) às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas de 31 de dezembro de 2006.

Transações de derivativos

O SFAS 133 exige que reconheçamos todos os derivativos como ativos ou passivos no balanço patrimonial e mensuremos esses instrumentos ao valor justo. A contabilidade para transações de derivativos exige que nós usemos julgamentos para chegar a premissas para calcular os valores justos de mercado, que são usados como base para reconhecimento de instrumentos derivativos nas demonstrações financeiras. Essa mensuração pode depender do uso de estimativas tais como preços futuros estimados, taxas de juros de longo prazo e índices de inflação, e se tornar cada vez mais complexa quando o instrumento que está sendo valorizado não tem contrapartes com características similares negociadas em um mercado ativo.

No decorrer de nossos negócios, celebramos contratos que atendem à definição de derivativos de acordo com o SFAS 133, e alguns deles não se qualificam para receber contabilidade de hedge. Para a maioria desses contratos, as estimativas envolvidas nos cálculos para o valor justo desses instrumentos derivativos não foram consideradas como tendo probabilidade de ter um impacto relevante em nossa condição financeira se tivéssemos usado estimativas diferentes, em virtude de a maioria de nossos instrumentos derivativos ser de instrumentos tradicionais negociados em mercado de balcão com vencimentos de curto prazo.

Impacto das Novas Normas de Contabilidade

SFAS no 157

Em setembro de 2006, o FASB emitiu o Pronunciamento FASB no 157, Mensurações de Valor Justo (“SFAS 157”), que entrará em vigor para nós em 1o de janeiro de 2008. Essa norma define o valor justo, estabelece uma estrutura para mensurar o valor justo e expande as divulgações sobre mensurações de valor justo. O SFAS 157 não exige nenhuma nova mensuração de valor justo mas se aplicaria aos ativos e passivos que devem ser registrados ao valor justo em outras normas contábeis. O impacto, se houver, para nós da adoção do SFAS 157 em 2008 dependerá de nossos ativos e passivos no momento que for exigida sua mensuração ao valor justo.

SFAS no 158

Em setembro de 2006, o FASB emitiu o SFAS no 158 - “Contabilidade de Empregadores para Planos de Pensão com Benefício Definido e Outros Planos de Pós-Aposentadoria — uma Alteração aos Pronunciamentos FASB no 87, 88, 106 e 132(R)” (“SFAS 158”), que entrou em vigor para nós em 31 de dezembro de 2006. Essa norma exige que contabilizemos a situação financeira deficitária ou superavitária de cada um dos planos de pensão de benefício definido e outros planos de benefício pós-aposentadoria como um ativo ou passivo e refletir as

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alterações na situação financeira em “Outros resultados abrangentes acumulados” como um componente separado do patrimônio líquido.

Mediante a adoção do SFAS 158, em 31 de dezembro de 2006, os passivos relacionados ao plano de pensão aumentaram US$ 131 milhões e os passivos relacionados à assistência médica aumentaram US$ 1.495 milhões. O patrimônio líquido diminuiu US$ 1.083 milhões, líquido de imposto de renda (Vide a Nota Explicativa 16(d) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006).

SFAS no 159

Em fevereiro de 2007, o FASB emitiu o SFAS 159 “A Opção de Valor Justo Para Ativos e Passivos Financeiros” (“SFAS 159”). O SFAS 159 permite a mensuração de certos instrumentos financeiros ao valor justo. As empresas podem escolher mensurar itens qualificados ao valor justo em datas de qualificação especificadas, reportando ganhos e perdas não realizados nesses itens em cada período de apresentação de relatório subseqüente. O SFAS 159 é válido para exercícios fiscais com início após 15 de novembro de 2007. Atualmente estamos avaliando o impacto em potencial da opção de valor justo, mas não se espera que tenha um efeito significativo em nossa situação financeira reportada ou nas demonstrações do resultado.

FIN 48

Em julho de 2006, o FASB emitiu a Interpretação FASB no 48, Contabilidade de Incerteza em Impostos de Renda, Uma Interpretação do Pronunciamento FASB 109 (FIN 48), que esclarece a contabilidade para incerteza em impostos de renda reconhecidos nas demonstrações financeiras de uma empresa e determina um limite de probabilidade maior de reconhecimento de benefícios fiscais de posições fiscais incertas assumidas ou previstas a serem assumidas em uma declaração de imposto. O FIN 48 também prevê orientações na mensuração, cancelamento de reconhecimento, classificação, juros e multas, e divulgação. As disposições do FIN 48 entrarão em vigor para a Empresa em 1o de janeiro de 2007, com qualquer efeito acumulado da alteração no princípio contábil registrado como um ajuste para o lucro acumulado de abertura. Estamos em processo de avaliar o impacto da adoção do FIN 48 em nossos resultados operacionais e condição financeira. Não esperamos que a adoção do FIN 48 tenha um efeito relevante em nossa situação financeira ou resultados operacionais.

Pesquisa e Desenvolvimento

Desde 1966, mantemos uma unidade dedicada de pesquisa e desenvolvimento no Rio de Janeiro, Brasil. Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos 1.811 funcionários trabalhando nessa unidade. Nos dedicamos a projetos de pesquisa conjuntos com universidades e outros centros de pesquisa no Brasil e no exterior. Gastamos US$ 179,7 milhões em 2006 em projetos conjuntos com universidades brasileiras e instituições tecnológicas, em comparação com US$ 54 milhões em 2005 e US$ 32 milhões em 2004 . Além disso, participamos de projetos de intercâmbio tecnológico e assistência com outras empresas de prestação de serviço em campos de óleo e gás para outras áreas de nossos negócios. Essas transferências de tecnologia têm como base contratos de parceria com foco na troca de informações a respeito de sistemas marítimos e tecnologias de desenvolvimento em águas profundas e não envolvem nenhum custo relevante para a Petrobras.

Nossa unidade de pesquisa e desenvolvimento pesquisa diversos aspectos de nossas operações de petróleo e gás, incluindo exploração, perfuração, produção, engenharia de reservatório e geologia, separação de fluidos, conclusão de poço e tecnologia de refino. Essa unidade também se dedica à pesquisa sobre catalisadores industriais, lubrificantes, produtos de química fina, combustíveis, aditivos, petroquímicos e polímeros para outras áreas de nossos negócios. Nossa unidade de pesquisa também é responsável pelo projeto básico de novos sistemas de produção submarinos e de plataformas fixas e semi-submersíveis no mar, bem como unidades de refino novas e reconstruídas, e está facilitando o desenvolvimento de importantes tecnologias, incluindo plataformas de produção submersíveis capazes de operar em águas com profundidade de até 3.000 metros (9.843 pés ).

Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos 30 sistemas de produção flutuantes em operação (13 semi-submersíveis, 16 FPSO e 1 FSO). Obtivemos 48 patentes no Brasil e 179 no exterior para um número significativo de tecnologias produzidas pelas atividades de pesquisa e desenvolvimento durante o período de três anos findo em 31 de dezembro de 2006.

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Dos projetos nos quais estamos atualmente envolvidos, três programas são essenciais para nossas atividades de desenvolvimento tecnológico. O primeiro programa, originalmente nomeado PROCAP, é dedicado a atividades marítimas em águas profundas e foi implementado em fases. A primeira fase, nomeada simplesmente PROCAP, começou em 1986, para pesquisar tecnologia de águas profundas para nos possibilitar o desenvolvimento de campos descobertos em águas com profundidades de até 1.000m (3.281 pés), visando o desenvolvimento dos então recém-descobertos campos de Albacora e Marlim, na bacia de Campos. Em 1992, após a conclusão bem sucedida e a implementação da primeira fase, lançamos a segunda fase, PROCAP 2000, que tinha os mesmos objetivos da PROCAP mas para profundidades de até 2.000m (6.562 pés), até o ano de 2000. Após a descoberta do campo de Roncador, a terceira fase, PROCAP 3000, foi iniciada em 2000, com um orçamento de US$ 128 milhões durante cinco anos para fornecer soluções tecnológicas para produzir e dar suporte ao desenvolvimento de campos em águas ultraprofundas, com profundidades de até 3.000m (9.843 pés). As metas eram fases seguintes de desenvolvimento dos campos de Marlim Sul, Roncador, Marlim Leste, Albacora Leste, Jubarte, blocos em águas profundas e ultraprofundas das bacias de Santos e Espírito Santo, Golfo do México e Oeste da África, para atingir a produção e extração em águas com profundidades de até 3.000 metros (9.843 pés).

O segundo programa, o Programa Tecnológico de Energias Renováveis – PROGER foi criado em 2004 para promover a pesquisa e desenvolvimento de tecnologias para possibilitar e otimizar o uso de fontes de energia renovável. Essas fontes fornecem luz, aquecimento, ar-condicionado, força mecânica, transporte, telecomunicações e combustível com um impacto mínimo ao meio-ambiente, reduzindo os efeitos das mudanças do clima mundial causadas pelo uso de hidrocarbonetos. O desafio que enfrentamos com esse programa é tornar o uso dessas fontes de energia mais econômico e possibilitar seu uso difundido. Esse programa mantém o foco na pesquisa e desenvolvimento de energia eólica, energia solar, energia de biomassa, biocombustíveis (incluindo biodiesel), e energia do mar e energia geotérmica, entre outras fontes.

O terceiro programa, o Programa para o Desenvolvimento de Tecnologias Estratégicas para o Refino — PROTER, foi criado em 1994 para desenvolver tecnologias de refino de petróleo pesado para otimizar a capacidade de instalações existentes e aumentar a conversão do fundo de barril. Esse programa tem uma carteira de projetos que visam o desenvolvimento de novas tecnologias e a otimização das tecnologias existentes para nosso refino de óleo pesado doméstico com baixo custo. Estamos fazendo investimentos substanciais para atingir essa meta e fornecer ao mercado combustíveis premium e produtos de alto valor agregado. Esses desenvolvimentos são realizados em nossos modernos laboratórios e plantas piloto e algumas vezes a avaliação da tecnologia de um protótipo também é necessária antes da disponibilização para uso industrial. Muitas inovações desenvolvidas nesse programa foram implementadas em nossas refinarias. Além desses programas, desenvolvemos diversos outros programas destinados a:

• reduzir e controlar o impacto ambiental causado por nossas atividades;

• aumentar nossas reservas e a produção de petróleo pelo aprimoramento de nossos níveis de recuperação de óleo;

• reduzir o risco geológico e os custos de exploração relacionados à exploração de hidrocarbonetos;

• criar derivados que atendam às novas exigências do mercado e os controles ambientais mais rígidos;

• aprimorar a confiabilidade, o desempenho e a duração de dutos e reduzir os custos operacionais, investimentos e riscos relacionados aos dutos;

• aprimorar os sistemas de refino e procedimentos para reduzir os custos relacionados ao refino;

• desenvolver tecnologias para a exploração e produção de óleos pesados em campos no mar;

• promover o uso de gás natural; e

• fornecer e prever soluções tecnológicas e conhecimento em simulações físicas e numéricas de processos geológicos, e na gestão de banco de dados de parâmetros para modelagem de bacia.

Entre os projetos PROTER, destacamos a pesquisa do processo HBIO, que foi concluída com êxito em estudos em laboratório e plantas piloto durante 2006. Essa tecnologia introduz uma fonte de óleo renovável na

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produção de diesel, aproveitando as plantas existentes. O processo HBIO envolve a hidroconversão da mistura de frações de diesel e óleo vegetal. O produto convertido contribui para aprimorar a qualidade do pool de diesel na refinaria, principalmente aumentando o número de cetano, e reduzindo o conteúdo e a densidade de enxofre. O aprimoramento da qualidade do pool de diesel será uma conseqüência da porcentagem de óleo vegetal usado no processo HBIO. Nossa tecnologia HBIO introduz uma nova forma de incluir mix renováveis para a produção de biocombustíveis além do Programa Biodiesel brasileiro, que está em andamento, em virtude de um plano de desenvolvimento rápido. Em 2007, o processo HBIO será testado em uma escala industrial em diversas de nossas refinarias.

A PifCo não se dedica a pesquisa e desenvolvimento.

Tendência do Mercado

Preços do petróleo

Os preços internacionais do óleo aumentaram a uma taxa recorde em 2006. Os principais fatores desse aumento de preço incluem:

• o crescimento substancial na demanda por derivados, com pouco impacto resultante do aumento do preço do óleo;

• maior pressão nas instalações de produção e refino; e

• conflitos no Oriente Médio;

Apesar de os nossos preços do petróleo serem influenciados pelos preços internacionais do petróleo, o preço que cobramos pelo petróleo é, em geral, mais baixos do que os preços do Brent. Os principais motivos para essa margem se relacionam ao fato de que o óleo que produzimos é mais pesado, o que exige mais despesas de refino, e há menos capacidade de refino disponível capaz de processar nosso petróleo pesado.

Preços de derivados do petróleo

Os preços do óleo combustível não subiram tanto quanto os de outros derivados. Com o aumento na demanda por derivados, as refinarias usaram mais petróleo pesado que produz mais resíduos, incluindo óleo combustível, do que o petróleo leve. Em virtude de a demanda ter se concentrado em derivados leves e médios, houve um excesso de fornecimento de óleo combustível. Isso gerou um aumento na diferença de preço entre derivados pesados e leves, e conseqüentemente, entre petróleos pesados e leves.

Refino

O uso de substancialmente toda a capacidade de refino disponível em 2006 resultou em um ano de margens de lucro recorde para o setor de refino, apesar das novas especificações para derivados e a substituição de MTBE (éter metil-butil terciário) no setor de refino norte-americano.

Esperamos que vários dos fatores estruturais que contribuem para o crescimento na demanda em 2006 continuem a influenciar o mercado. Como resultado, acreditamos que as tendências descritas acima continuarão nos próximos anos.

Para obter uma descrição das outras tendências que podem afetar nossa condição financeira e os resultados operacionais, consultar o Item 4. “Informações sobre a Empresa — Concorrência.”

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ITEM 6. CONSELHEIROS, DIRETORIA EXECUTIVA E FUNCIONÁRIOS

Conselheiros e Diretoria Executiva

Conselheiros da Petrobras

Nosso Conselho de Administração, composto por no mínimo cinco e no máximo nove membros, é responsável, entre outras coisas, pelo estabelecimento de nossas políticas comerciais em geral. Os membros do Conselho de Administração são eleitos na assembléia geral ordinária de acionistas.

Nos termos da Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas que representam pelo menos 10% do capital com direito a voto da empresa têm o direito de exigir que seja adotado um procedimento de voto cumulativo para conferir a cada ação ordinária tantos votos quantos sejam os membros do conselho e para conferir a cada ação ordinária o direito de votar cumulativamente apenas em um único candidato ou de distribuir seus votos entre diversos candidatos.

Além disso, o estatuto social da nossa empresa permite que (i) os acionistas preferenciais minoritários que em conjunto detêm pelo menos 10% do total do capital social (excluindo os acionistas controladores) elejam e removam um membro de nosso conselho de administração; e (ii) os acionistas ordinários minoritários elejam um membro de nosso conselho de administração se um número maior de conselheiros não for eleito por esses acionistas minoritários por meio do procedimento de voto cumulativo. O estatuto social da nossa empresa prevê que, independentemente dos direitos acima concedidos aos acionistas minoritários, o governo brasileiro terá sempre o direito de eleger a maioria dos nossos conselheiros, independentemente de seu número. Além disso, de acordo com a Lei 10.683, datada de 28 de maio de 2003, um dos membros do Conselho eleito pelo governo brasileiro deverá ser indicado pelo Ministro do Planejamento, Orçamento e Gestão. O mandato máximo para um conselheiro é de um ano, sendo permitida a reeleição. De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas poderão destituir qualquer conselheiro em qualquer tempo, por justa causa ou não, em assembléia geral extraordinária de acionistas. Após a eleição de membros do conselho nos termos do procedimento de voto cumulativo, a destituição de qualquer membro do conselho em assembléia geral extraordinária resultará na destituição de todos os outros membros, após o que serão realizadas novas eleições.

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Atualmente temos nove conselheiros. A tabela a seguir estabelece certas informações a respeito desses conselheiros:

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DA PETROBRAS

Nome Data de

Nascimento Cargo Mandato Atual Endereço Comercial Dilma Vana Rousseff (1) 14 de dezembro

de 1947 Presidente Março de 2008 Casa Civil – Praça dos Três Poderes – Palácio do

Planalto – 4º andar – Salas 57 e 58 – Cep 70.150-900 – Brasília – DF

Silas Rondeau Cavalcanti Silva (1) 15 de dezembro

de 1952 Membro Março de 2008 Esplanada dos Ministérios - Bloco “U” – 8º andar –

Sala 809 – Cep 70.065-900 - Brasília – DF Guido Mantega (1) 7 de abril de

1949 Membro Março de 2008 Esplanada dos Ministérios, Bloco P - 5o andar –

Ministério da Fazenda - Cep 70.048-900 - Brasília – DF

J.S. Gabrielli de Azevedo (1) 3 de outubro de

1949 Membro Março de 2008 Avenida República do Chile, nº 65, 23º andar

Centro - 20031-912 Rio de Janeiro – RJ

Francisco Roberto de Albuquerque (1)

17 de maio de 1937

Membro Março de 2008 Alameda Carolina, 594 Itú - São Paulo Cep 13.306-410

Arthur Antonio Sendas (1) 16 de junho de

1935 Membro Março de 2008 Rodovia Presidente Dutra, 4.674

25565-350, São João de Meriti – RJ Roger Agnelli (1) 3 de maio de

1959 Membro Março de 2008 Rua Graça Aranha, 26 – 18º andar – Rio de Janeiro

– RJ – CEP – 20.030-900 Fabio Colletti Barbosa (2) 3 de outubro de

1954 Membro Março de 2008 Av. Paulista, 1374, 3º andar, Cerqueira César

01310-916, São Paulo – SP Jorge Gerdau Johannpeter (3) 8 de dezembro

de 1936 Membro Março de 2008 Av. Farrapos, 1811

90220-005, Porto Alegre – RS CEP 90220-005

(1) Nomeado pelo acionista controlador. (2) Nomeado pelos acionistas ordinários minoritários. (3) Nomeado pelos acionistas preferenciais minoritários.

Dilma Vana Rousseff – A Sra. Rousseff é Presidente do Conselho de Administração da Petrobras e da Petrobras Distribuidora S.A. – BR desde 3 de janeiro de 2003. Ela é Ministra-Chefe da Casa Civil da Presidência da República do Brasil desde 14 de junho de 2005. Ela é membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social - CDES, órgão consultivo do Governo brasileiro. Ela também serviu como: Ministra das Minas e Energia do Brasil (2003-2005); Secretária de Estado de Energia, Minas e Comunicações do Estado do Rio Grande do Sul (1993-1994 e 1999-2002); Presidente da Fundação de Economia e Estatística do Estado do Rio Grande do Sul (1991-1993); e Secretária da Fazenda em Porto Alegre (1986-1988). A Sra. Rousseff participou, como Coordenadora do Grupo de Infra-Estrutura, na Equipe de Transição Governamental anterior, que foi criada para facilitar a transferência de poder para o governo atual. A Sra. Rousseff é economista formada pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul (1977), é Mestre em Teoria Econômica pela Universidade de Campinas, São Paulo (1979) e atualmente é Doutoranda em Economia Monetária e Financeira na Universidade de Campinas.

Silas Rondeau Cavalcante Silva – O Sr. Silva é membro de nosso Conselho de Administração desde 3 de abril de 2006 e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Ele é Ministro das Minas e Energias do Brasil desde 8 de julho de 2005. Além disso, ele é Presidente do Conselho de Administração da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e da Empresa de Pesquisas Energéticas – EPE, empresas ligadas ao Ministérios das Minas e Energia brasileiro, e membro do Conselho de Administração da Itaipu Binacional. O Sr. Silva é Engenheiro Elétrico formado pela Universidade Federal de Pernambuco (UFPE) com especialização em Engenharia de Linhas de Transmissão pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

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O Sr. Silva também foi Presidente da Eletrobras (2004-2005), da Eletronorte (2003-2004), da Manaus Energia (2000-2002), da Companhia Energética do Amazonas (2000-2002) e da Boa Vista Energia (2002-2003).

Guido Mantega – O Sr. Mantega é membro de nosso Conselho de Administração desde 3 de abril de 2006 e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Ele é o Ministro da Fazenda do Brasil desde 28 de março de 2006. Ele é membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social - CDES, órgão consultivo do Governo brasileiro. O Sr. Mantega se formou em Economia pela Faculdade de Economia e Administração da Universidade de São Paulo em 1971 e fez doutorado em Sociologia do Desenvolvimento na Faculdade de Filosofia, Ciências e Letras da Universidade de São Paulo, e também fez especialização no Institute of Development Studies (IDS) da Universidade de Sussex, Inglaterra, em 1977. Ele foi Professor de Economia no curso de mestrado e doutorado da Pontifícia Universidade Católica de São Paulo (PUC-SP) de 1982 a 1987 e Vice-Reitor Adjunto da Pontifícia Universidade Católica de São Paulo (PUC-SP) de 1984 a 1987. Ele foi Diretor de Orçamento e Chefe de Gabinete da Secretaria Municipal de Planejamento de São Paulo de 1989 a 1992, membro do Grupo de Coordenação do Programa Econômico do Partido dos Trabalhadores nas Eleições Presidenciais de 1984, 1989 e 1998, Assessor Econômico do Presidente Luiz Inácio Lula da Silva de 1993 a 2002, e um dos coordenadores do Programa Econômico do Partido dos Trabalhadores na Campanha Presidencial de 2002. O Sr. Mantega também foi Ministro do Planejamento, Orçamento e Gestão (nomeado em janeiro de 2003 e exerceu o cargo até novembro de 2004) e Presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) (nomeado em novembro de 2004 e exerceu o cargo até março de 2006.)

J.S. Gabrielli de Azevedo – O Sr. Gabrielli é nosso Presidente e CEO desde 22 de julho de 2005. Ele atuou anteriormente como Diretor Financeiro e Diretor de Relações com o Investidor (2003-2005). Atualmente, ele é membro do Conselho de Administração da Petrobras e da Petrobras Distribuidora S.A. – BR. Ele também é Presidente dos Conselhos de Administração de outras subsidiárias da Petrobras no Brasil. O Sr. Gabrielli formou-se em Economia pela Universidade Federal da Bahia. Ele tem doutorado em Economia pela Boston University (1987). Foi Reitor da Faculdade de Ciências Econômicas da Universidade Federal da Bahia e Superintendente da Fundação de Apoio a Pesquisa e Extensão (Fapex). Ele também foi Pesquisador Visitante na London School of Economics e Political Science em 2000 e 2001. Ele é Professor Pleno de Economia, em licença, da Universidade Federal da Bahia.

Francisco Roberto de Albuquerque – O Sr. Albuquerque é membro de nosso Conselho de Administração desde 2 de abril de 2007. Ele recebeu o título de bacharel em Ciências Militares da Academia Militar das Agulhas Negras (AMAN) em Resende, Rio de Janeiro (1958) e em Economia da Universidade de São Paulo (1968), Mestre em Ciências Militares da Escola de Aperfeiçoamento de Oficiais (1969), e Phd em Ciências Militares da Escola de Comando e Estado-Maior do Exército no Rio de Janeiro (1977). Durante toda sua carreira militar, o Sr. Albuquerque recebeu 22 medalhas nacionais e 16 internacionais. Como Oficial General, ele atuou nas seguintes missões, entre outras: Mediador Militar do processo de paz entre Equador e Peru de 1995 a 1996; Subsecretário do Exército brasileiro em Brasília, Distrito Federal de 1996 a 1997; Secretário Geral do Exército brasileiro em Brasília, Distrito Federal de 1997 a 2000; Chefe do ex-Departamento de Serviços (Logística) em Brasília, Distrito Federal de 2000 a 2001; Secretário de Informações e Tecnologia em Brasília, Distrito Federal em 2001; Comandante Militar da região Sudeste, São Paulo, SP de 2001 a 2002; e Comandante do Exército brasileiro em Brasília, Distrito Federal de 2003 a 2007.

Arthur Antonio Sendas – O Sr. Sendas é membro do nosso Conselho de Administração desde 29 de março de 2004 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. O Sr. Sendas é Presidente: do Grupo Sendas; da Sendas S.A.; da Sendas Empreendimentos e Participações Ltda.; Sendas Agropecuária S.A.; Sendas Comércio Exterior S.A.; Casa Show S.A.; e do Conselho de Administração da Sendas Distribuidora S.A, que se classifica como líder no setor de varejo no estado do Rio de Janeiro. A Sendas Distribuidora S.A., por suas diversas subsidiárias, detém aproximadamente metade da cadeia de supermercados sob os seguintes quatro nomes de marca no Estado do Rio de Janeiro: Sendas, Pão de Açúcar, Extra e ABC Barateiro - Comprebem; O Sr. Sendas é Vice-Presidente do Conselho Consultivo da Associação Brasileira de Supermercados - Abras e por cinco anos representou o setor privado no Conselho Monetário Nacional - CMN. O Sr. Sendas tem uma significativa participação acionária em grandes shopping centers; se dedica a projetos de construção residencial e comercial e organiza exportações de café para os Estados Unidos, Europa, Ásia e para o resto da América Latina, entre outras atividades. O Sr. Sendas também é membro do Conselho Consultivo da Companhia Brasileira de

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Distribuição — Pão de Açúcar, um grupo que coordena a supervisão de cadeias de supermercados em 12 estados brasileiros, e é membro do Conselho de Desenvolvimento da Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

Roger Agnelli – O Sr. Agnelli é membro de nosso Conselho de Administração desde 3 de abril de 2006 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Ele é Presidente da Companhia Vale do Rio Doce (CVRD) desde julho de 2001. Foi Presidente do Conselho de Administração da CVRD de maio de 2000 a julho de 2001. Ele entrou no Grupo Financeiro Bradesco em 1981 e permaneceu até 2001, exercendo o cargo de Diretor Executivo do Banco Bradesco de 1998 a 2000 e como CEO e Presidente da Bradespar S.A. de 2000 a 2001. Ele foi membro do Conselho de Administração de diversas importantes empresas no Brasil, tais como a Companhia Paulista de Força e Luz, Companhia Siderúrgica Nacional, Latas de Alumínio–Latasa, VBC Energia, Brasmotor, Mahle Metal Leve, Rio Grande Energia e Serra da Mesa Energia, e também foi Diretor da UGB Participações e Vice-Presidente da ANBID – Associação Nacional dos Bancos de Investimento do Brasil. Ele é membro do Conselho de Administração da ABB (Asea Brown Boveri), Spectra Energy Corporation e da Suzano Petroquímica. Ele é membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social brasileiro (CDES), órgão consultivo do Governo brasileiro, e membro do Conselho de Investimentos Internacionais formado para aconselhar o Presidente da África do Sul, Dr. Thabo Mbeki. Ele, recentemente, tornou-se membro do Internacional Advisory Committee da Bolsa de Valores de Nova York (NYSE). O Sr. Agnelli graduou-se em Economia pela Fundação Armando Álvares Penteado, São Paulo, Brasil em 1981.

Fabio Colletti Barbosa – O Sr. Barbosa é membro de nosso Conselho de Administração desde 3 de janeiro de 2003 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Ele é Diretor Presidente do ABN AMRO Bank Latin America e Diretor Presidente do Banco ABN Amro Real S.A. Ele atuou como: Diretor Presidente do ABN Amro Bank/São Paulo (1996-1998); Conselheiro de Corporate Banking & Finance do ABN Amro Bank/São Paulo (1995-1996); Presidente da LTCB América Latina Ltda. (1992-1995), a coligada da América Latina do Long Term Credit Bank of Japan; Diretor Executivo de Corporate Finance do Citibank (1986-1992); e membro do Departamento de Tesouraria da Nestlé (1974-1986). O Sr. Barbosa também é Presidente do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva da Federação Brasileira das Associações de Bancos (FEBRABAN). O Sr. Barbosa graduou-se em Administração de Empresa pela Fundação Getúlio Vargas – São Paulo (1976) e obteve seu MBA no Institute for Management e Development – Lausanne / Suíça (1979).

Jorge Gerdau Johannpeter – O Sr. Johannpeter é membro de nosso Conselho de Administração desde 19 de outubro de 2001 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Desde 1983, ele é Presidente do Grupo Gerdau, o maior produtor de aço longo das Américas. A partir de janeiro de 2007, ele não atua mais no Comitê Executivo, mas manterá seu cargo de Presidente do Conselho de Administração do Grupo Gerdau. Com sua liderança, o Grupo Gerdau se tornou uma empresa internacional e atualmente ocupa 14o lugar na classificação Metal Bulletin das maiores empresas siderúrgicas do mundo. O Sr. Johannpeter participa ativamente de esforços para aprimorar a qualidade de vida nas Américas, e especialmente no Brasil, o país onde ele vive. Ele coordena a Ação Empresarial, um dos movimentos mais ativos no Brasil para a implementação das reformas estruturais necessárias para o crescimento do país. Ele é líder do Programa Gaúcho da Qualidade e Produtividade, um movimento na área de Qualidade Total com foco no aumento da eficiência de empresas e órgãos governamentais no Rio Grande do Sul. Ele também é membro da Fundação Nacional da Qualidade - FNQ. O Sr. Johannpeter também dirige o Movimento Brasil Competitivo, resultado de um esforço conjunto nacional entre empresas e o governo que visa aprimorar a competitividade nos setores públicos e privados do país. Ele é o representante brasileiro da American Society for Quality (ASQ), uma empresa que visa aprimorar os resultados comerciais pelo intercâmbio de conhecimento. Ele é membro do Conselho de Administração e Comitê Executivo do Internacional Iron e Steel Institute (IISI), do Conselho do Instituto Brasileiro de Siderurgia (IBS), empresa na qual ele atuou como presidente por dois anos, bem como no Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social brasileiro (CDES), um órgão consultivo do Governo brasileiro. O Sr. Johannpeter recebeu o título de Bacharel em Direito e Ciências Sociais da Universidade Federal do Rio Grande do Sul, em Porto Alegre, Estado do Rio Grande do Sul, Brasil, em 1961.

Directors of PifCo

A PifCo é administrada por um conselho de administração, consistindo em três membros, e por seus diretores executivos. O conselho de administração é responsável por elaborar as demonstrações de final de exercício da PifCo, convocar assembléias de acionistas e revisar e monitorar seu desempenho e estratégia financeiros. Embora

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não seja exigido pelo estatuto social da PifCo, é política da PifCo que o Presidente e todos os seus diretores executivos sejam funcionários da Petrobras.

Os conselheiros da PifCo têm mandato indefinido e podem ser destituídos com ou sem justa causa. A tabela a seguir estabelece certas informações sobre o conselho de administração da PifCo.

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DA PifCo

Nome Data de Nascimento Cargo Ano de Nomeação Daniel Lima de Oliveira 29 de dezembro de 1951 Presidente 2005 Marcos Antonio Silva Menezes 24 de março de 1952 Conselheiro 2003 Nilo Carvalho Vieira Filho 26 de outubro de 1954 Conselheiro 2003

Daniel Lima de Oliveira. O Sr. Lima de Oliveira é Presidente do Conselho de Administração da PifCo e Gerente Executivo de Finanças Corporativas da Petrobras desde 1o de setembro de 2005. Antes desse cargo, ele atuou como diretor executivo da PifCo, nomeado em 19 de abril de 2000. Ele entrou na Petrobras em 1976 como engenheiro de abastecimento no Departamento Comercial. Em 1982 ele foi para o Departamento Financeiro, onde trabalhou na divisão de crédito de curto prazo e atuou como Assistente do Gerente Geral. De 1984 a 1988, ele atuou como Gerente Financeiro do escritório de Londres da Petrobras. De 1988 a 1992, o Sr. Lima de Oliveira atuou como gerente da Braspetro. De 1992 a 1995, ele atuou como Gerente da Divisão de Crédito de Longo Prazo no Departamento Financeiro da Petrobras. De 1995 a 1999, ele atuou como gerente financeiro do escritório de Nova York da Petrobras. Desde de Janeiro de 2002, ele é conselheiro da Petrobras International Braspetro BV (PIB BV) e da Braspetro Oil Services Company — BRASOIL e desde março de 2004 ele é membro do Conselho de Administração da REFAP S/A. O Sr. Lima de Oliveira graduou-se em Engenharia Mecânica na Faculdade de Engenharia Industrial de São José dos Campos em 1975.

Marcos Antonio Silva Menezes. O Sr. Menezes é Conselheiro da PifCo e Gerente Executivo de Contabilidade da Petrobras desde 1998. Ele ingressou na Petrobras em 1976 e atuou como Vice-Superintendente da ex-SEFIN –Serviços Financeiros (1995-1998). Ele atualmente atua como membro do conselho fiscal e do Comitê de Auditoria da BRASKEM S.A. (desde 2005), bem como presidente do conselho fiscal do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (desde 1998) e da Organização Nacional das Indústrias de Petróleo — ONIP (desde 1999). Ele também atuou como Presidente do Conselho Fiscal da Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS e como membro do Conselho Fiscal da Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG e Bahiagás. O Sr. Menezes atualmente é Diretor da Câmara de Comércio Americano - AMCHAM/RJ e é membro da Associação Brasileira das Companhias Abertas - ABRASCA e sua Comissão de Auditoria e Normas Contábeis - CANC. O Sr. Menezes graduou-se em Contabilidade (1975) e em Administração de Empresa (1977) na Faculdade Moraes Júnior. Ele tem especialização da Fundação Dom Cabral - INSEAD e título de pós-graduação em Administração Financeira da Fundação Getúlio Vargas.

Nilo Carvalho Vieira Filho. O Sr. Vieira é Gerente Executivo da PifCo de Marketing e Trading desde 25 de junho de 2004. Ele ingressou na Petrobras em março de 1985 como Analista de Comercialização e Abastecimento. Desde então, ele ocupou os cargos de gerente de abastecimento na Petrobras (1990-1994), chefe de comércio externo (1995-1998), superintendente de Marketing de Abastecimento (1998-1999), Conselheiro da Braspetro (2000-2001) e Conselheiro da Eg3 na Argentina (2002-2004). O Sr. Vieira graduou-se em Engenharia Mecânica na Universidade Federal Fluminense do Rio de Janeiro em 1978.

Diretores Executivos da Petrobras

Nossa Diretoria Executiva, composta de um presidente e até seis diretores executivos, é responsável por nossa administração diária. De acordo com o nosso estatuto social, o conselho de administração elege os diretores executivos, incluindo o presidente. O presidente é escolhido entre os membros do conselho de administração. Todos os diretores executivos são brasileiros e residem no Brasil. De acordo com nosso estatuto social, a eleição de diretores pelo Conselho de Administração deve considerar sua qualificação pessoal, conhecimento evidente e especialização em suas respectivas áreas. O mandato máximo dos diretores executivos é de três anos, sendo permitida a reeleição. O conselho de administração poderá destituir qualquer diretor executivo do cargo em qualquer

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momento com ou sem justa causa. Cinco dos atuais diretores executivos são experientes gerentes, engenheiros ou técnicos da Petrobras.

A tabela a seguir estabelece certas informações a respeito de nossos diretores executivos:

DIRETORES EXECUTIVOS DA PETROBRAS

Nome Data de Nascimento Cargo Mandato Atual José Sérgio Gabrielli de Azevedo 3 de outubro de 1949 Presidente Abril de 2008 Almir Guilherme Barbassa 19 de maio de 1947 Diretor Financeiro e de Relações

com Investidores Abril de 2008

Renato de Souza Duque 29 de setembro de 1955 Diretor de Serviços Abril de 2008 Guilherme de Oliveira Estrella 18 de abril de 1942 Diretor de Exploração e Produção Abril de 2008 Paulo Roberto Costa 1o de janeiro de 1954 Diretor de Abastecimento Abril de 2008 Ildo Luís Sauer 3 de setembro de 1954 Diretor de Gás e Energia Abril de 2008 Nestor Cuñat Cerveró 15 de agosto de 1951 Diretor Internacional Abril de 2008

J. S. Gabrielli de Azevedo. O Sr. Gabrielli é nosso Presidente desde julho de 2005 e membro de nosso conselho de administração desde julho de 2005. Para obter informações biográficas sobre o Sr. Gabrielli, consultar “— Conselheiros e Diretoria Executiva da Petrobras — Nosso Conselho de Administração.

Almir Guilherme Barbassa. O Sr. Barbassa é nosso Diretor Financeiro e de Relações com o Investidor desde 22 de julho de 2005. Ele veio para a Petrobras em 1974 e trabalhou em diversas funções financeiras e de planejamento, no Brasil e no exterior (Oriente Médio e África do Norte). De agosto de 1989 a setembro de 1992 ele foi Gerente Financeiro da subsidiária americana em Houston, Texas, supervisionando o estabelecimento e a consolidação da empresa, que explora e produz petróleo e gás, comercializa derivados e faz compras em todo o mundo. A partir de abril de 1993, ele foi Diretor Financeiro da BRASPETRO, o braço internacional da Petrobras. De julho de 1999 a 22 de julho de 2005 ele ocupou o cargo de gerente executivo de finanças corporativas e tesouraria da Petrobras. Ele é ex-Presidente da Petrobras International Finance Co., Petrobras Finance Ltd, e PETROBRAS Netherlands BV, empresas que realizam as atividades financeiras internacionais da PETROBRAS. Além disso, ele foi professor no departamento de economia da Universidade Católica de Petrópolis e das Faculdades Integradas Bennett de 1973 a 1979 e é bacharel em Economia pela Fundação Getulio Vargas do Rio de Janeiro.

Renato de Souza Duque. O Sr. Duque é nosso Diretor de Serviços desde 31 de janeiro de 2003. Recentemente, o Sr. Duque foi membro dos conselhos de administração da Petrobras Energía Participaciones S.A. e Petrobras Energía S.A. até abril de 2006 e é membro do conselho de administração da Petrobras Gás S.A.—GASPETRO e Presidente da Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. Graduou-se em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal Fluminense e obteve o MBA pela Universidade Federal do Rio de Janeiro. Está em nossa empresa desde 1978 como Engenheiro de Petróleo. Assumiu diversos cargos incluindo: Gerente de Recursos Humanos na Área de Exploração e Produção, Gerente de Operações de Perfuração na Bacia de Campos, e Gerente de Sondas de Perfuração Marítima Próprias da Petrobras.

Guilherme de Oliveira Estrella. O Sr. Guilherme Estrella formou-se me 1966 na Faculdade de Geologia da Universidade Federal do Rio de Janeiro. Na Petrobras, ele é nosso Diretor de Exploração e Produção desde 31 de janeiro de 2003. Ele foi funcionário da empresa de 1965 a 1994, quando se aposentou como geólogo do Departamento de Exploração. Antes de sua aposentadoria, ele ocupou vários outros cargos, incluindo: Superintendente Geral (1989-1993); Superintendente de Pesquisa e Desenvolvimento em Exploração, Perfuração e Produção (1985-1989); Foi chefe da Divisão de Exploração (1981-1985); Chefe do Setor de Geoquímica Orgânica (1981); Chefe do Setor de Interpretação das Bacias da Costa Leste do Brasil do Departamento de Exploração — DEPEX/RJ (1978-1981); e Gerente de Exploração da Petrobras International S.A. — BRASPETRO no Iraque (1976-1978). O Sr. Estrella também foi membro do Conselho de Administração das empresas controladas na

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Argentina, Petrobras Energía Participaciones S.A. e Petrobras Energía S.A. até 28 de abril de 2006. Ele foi Diretor do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, de 1993 – 1994, e desde 2003, ele é Presidente do Conselho.

Paulo Roberto Costa. O Sr. Paulo Roberto é nosso Diretor de Abastecimento desde 14 de maio de 2004. De 1979 a 1994 ele trabalhou na instalação de plataformas e desenvolvimento da produção na bacia de Campos nas áreas de Engenharia, Gestão de Apoio e como Superintendente da Região de Produção do Sudeste. Em 1995, ele foi promovido a Gerente Geral da Exploração e Produção do Sul do Brasil, com responsabilidade pelas bacias de Santos e Pelotas. Em 1996, ele se tornou gerente geral de Logística na área de E&P. De maio de 1997 a 1999, ele foi chefe do Segmento de Gás, responsável pela comercialização de gás natural. Foi Diretor da Petrobras Gás S.A.- Gaspetro de maio de 1999 a dezembro de 2000. De janeiro de 2001 a abril de 2003, ele foi Gerente Geral de Logística da Petrobras no Segmento de Gás Natural. Foi Diretor da TBG - Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil desde abril de 2003 a maio de 2004. Em 14 de maio de 2004 ele foi nomeado Diretor de Abastecimento da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras. O Sr. Paulo Roberto é formou-se Engenheiro Mecânico pela Universidade Federal do Paraná em 1976.

Ildo Luis Sauer. Desde janeiro de 2003, o Dr. Ildo Luís Sauer é Diretor de Gás e Energia da Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS. Ele formou-se em Engenharia Civil na Universidade Federal do Rio Grande do Sul - UFRGS (1977). Ele também tem o título de Mestre em Ciência em Engenharia Nuclear e Planejamento de Energia da COPPE/UFRJ – Universidade Federal do Rio de Janeiro (1981). Ele obteve o título de Ph.D. em Energia Nuclear do MIT - Massachusetts Institute of Technology (USA) (1985). Ele é Professor pleno de Energia da USP/IEE, Universidade de São Paulo – Instituto de Eletrotécnica e Energia, onde lecionou desde 1991. Ele supervisionou mais de 40 teses de mestrado e Ph.D. e dissertações e publicou avaliações ascendentes de 100 documentos científicos, artigos e livros. O Dr. Sauer prestou serviços de consultoria para Empresas privadas tais como a Microlab S.A. Ele foi Gerente de Projeto do circuito de reator nuclear primário para o desenvolvimento do submarino nuclear da marinha brasileira (1986 a 1989). Ele atuou como Presidente da Comissão de Pós-Graduação da Universidade de São Paulo, e também como Coordenador dos cursos de Graduação da USP em Energia (1999 a 2003). O Dr. Sauer recebeu o Prêmio de Personalidade de Energia pela Associação de Engenheiros de São Paulo e por fim, receber o Prêmio de Profissional do Ano em Gás de 2003 durante o Quinto Encontro Profissional do Mercado de Gás Natural. Durante os últimos quinze anos, ele atuou como analista e formulador de política para o setor de energia brasileiro, principalmente no setor de energia elétrica.

Nestor Cuñat Cerveró. O Sr. Cerveró é nosso Diretor Internacional desde 31 de janeiro de 2003 e foi membro dos conselhos de administração da Petrobras Energía Participaciones S.A. e da Petrobras Energía S.A até abril de 2006 . Ele está na Petrobras desde 1975, tendo ocupado diversos cargos, incluindo: Gerente de Energia, Programa de Termoelétrica; Gerente de Termoelétrica da Superintendência de Participações; assistente do Presidente no desenvolvimento de novos empreendimentos e parcerias; e Chefe do Setor de Energia de nossa área industrial. Ele também representou nossa empresa nos conselhos de administração de diversas empresas termoelétrica e atuou como assessor da Presidência da Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) do Ministério das Minas e Energia. O Sr. Cerveró formou-se Engenheiro Químico pela Universidade Federal do Rio de Janeiro, e com pós-graduação em Engenharia de Processamento na Petrobras. Ele também obteve o MBA (Administração Executiva) na Fundação Getúlio Vargas – FGV.

Diretores Executivos da PifCo

Todos os atuais diretores executivos são diretores experientes da Petrobras, algum deles atuaram nos conselhos de administração de empresas subsidiárias da Petrobras e em escritórios de representação no exterior. Os diretores executivos trabalham como uma diretoria e são responsáveis pelo gerenciamento diário da PifCo. O mandato dos diretores executivos é por tempo indefinido e eles podem ser destituídos por justa causa ou não. A tabela a seguir apresenta certas informações relativas aos diretores executivos da PifCo:

A tabela a seguir apresenta certas informações relativas aos diretores executivos da PifCo.

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DIRETORES EXECUTIVOS DA PifCo

Nome Data de Nascimento Cargo Ano de

Nomeação

Daniel Lima de Oliveira 29 de dezembro de 1951 Presidente 2005 Guilherme Pontes Galvão França 18 de janeiro de 1959 Diretor Comercial 2005 Sérvio Túlio da Rosa Tinoco 21 de junho de 1955 Diretor Financeiro 2005 Mariângela Monteiro Tizatto 9 de agosto de 1960 Diretora de Contabilidade 1998 Nilton Antônio de Almeida Maia 21 de junho de 1957 Diretor Jurídico 2000 Gérson Luiz Gonçalves 29 de setembro de 1953 Diretor de Auditoria 2000 Ana Claudia Medeiros Borges 27 de dezembro de 1967 Secretária 2006

Daniel Lima de Oliveira – O Sr. Lima de Oliveira é Presidente da PifCo e Diretor Executivo de Finanças Corporativas da Petrobras desde 1o de setembro de 2005. Para obter informações biográficas sobre o Sr. Lima de Oliveira, consultar “— Conselheiros e Diretoria Executiva da Petrobras — Conselho de Administração da PifCo.”

Guilherme Pontes Galvão França. O Sr. França tornou-se diretor executivo da PifCo em 7 de março de 2005. Ele é Diretor Comercial desde 1o de outubro de 2005. Ele incorporou-se à Petrobras em 1982 e trabalhou como Analista de Comercialização e Abastecimento na área logística de 1982 a 1990. Em 1990, se foi transferido para a área de comércio com especialização em Lubrificantes e óleo combustível. De 1993 a 2000, o Sr. França atuou como Gerente de Vendas Domésticas de Produtos Especiais. De 2001 a 2004, ele atuou como Gerente de Vendas Nacionais e Comércio de GLP e Gerente de Abastecimento e Comércio de Produtos de Limpeza em 2005. O Sr. França formou-se em Engenharia Química pela Universidade Federal do Rio de Janeiro em 1981.

Sérvio Túlio da Rosa Tinoco. O Sr. Tinoco tornou-se diretor executivo da PifCo em 1o de setembro de 2005. O Sr. Tinoco é diretor financeiro da PifCo. Integrou-se à Petrobras em 1993 como Economista no Departamento Financeiro. Desde 2000, ele é Gerente da Divisão de Finanças Corporativas. De 1996 a 1999, ele atuou como Gerente de Transações de Trade Finance, Garantias e Câmbio. De 1995 a 1996, ele atuou como Gerente de Crédito e Cobrança. De 1999 a 2000, ele atuou como Gerente financeiro do escritório de Nova York da Petrobras. O Sr. Tinoco formou-se em Economia pela Universidade Oswaldo Cruz, São Paulo em 1978 e obteve um MBA pela Fundação Getúlio Vargas, São Paulo, em 1983, parcialmente concluído com um ano no Institut Supérieur des Affaires – ISA/HEC, França.

Mariângela Monteiro Tizatto. A Sra. Tizatto é Diretora de Contabilidade da PifCo desde 4 de abril de 1998. Ela integrou-se à Petrobras em 1989 como contadora no Departamento de Contabilidade. Desde 1999, ela atua como Gerente Geral da Petrobras para Operações de Contabilidade. De 1990 a 1995, ela foi Gerente do Sistema de Contabilidade Consolidada da Petrobras, e de 1995 a 1999, ela atuou como Gerente de Contabilidade Corporativa da Petrobras. Antes de integrar-se à Petrobras, a Sra. Tizatto foi Diretora de Auditoria da Deloitte Touche Tohmatsu, onde trabalhou por sete anos. A Sra. Tizatto é bacharel em Contabilidade pela Universidade Cândido Mendes e obteve MBA Executivo pela COPPEAD – Universidade Federal do Rio de Janeiro. Ela também foi professora de Contabilidade Avançada na Universidade Moraes Junior no Rio de Janeiro (1990). A Sra. Tizatto foi membro do Conselho Fiscal da Companhia Potiguar de Gás – POTIGAS, de 2003 a 2004; da Petrobras Gás S/A – GASPETRO durante 2005; e Consultora Fiscal suplente da Fundação Petrobras de Seguridade Social – PETROS durante 2003 e 2004. Ela é membro do Conselho Fiscal da Petrobras Distribuidora S.A. – BR e desde 1995 ela é membro da Comissão de Auditoria e Normas Contábeis da ABRASCA – Associação Brasileira das Companhias Abertas.

Nilton Antônio de Almeida Maia. O Sr. Maia atuou como Diretor Jurídico da PifCo desde 19 de abril de 2000. Ele integrou-se à Petrobras em 1984 como auditor interno. Ele atuou como consultor fiscal do departamento Jurídico da Petrobras, e desde o início de 2000, ele é Gerente Geral da Divisão de Finanças e Tributos. O Sr. Maia atualmente também atual como Gerente Executivo Jurídico da Petrobras. Ele concluiu a pós-graduação em Direito, com especializações em energia e direito tributário, na Universidade Cândido Mendes e Universidade Estácio de Sá.

Gerson Luiz Gonçalves. O Sr. Gonçalves atuou como Diretor de Auditoria da PifCo desde 19 de abril de 2000. Ele entrou para o Departamento de Auditoria Interna da Petrobras em 1976 e é Gerente Executivo da Petrobras para Auditoria Interna nos últimos seis anos. Ele é responsável por todas as atividades de controle contábil interno da Petrobras. O Sr. Gonçalves é membro do Instituto dos Auditores Internos do Brasil (AUDIBRA) e do

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Institute of Internal Auditors (IIA) [Instituto dos Auditores Internos] dos Estados Unidos. Ele é formou-se em Contabilidade na Universidade de São Paulo – USP em 1975.

Ana Claudia Medeiros Borges. A Sra. Borges é bacharel em Economia pela Universidade Gama Filho, Brasil e Pós-graduada em Administração Estratégica pela Universidade Candido Mendes. A Sra. Borges atua como Secretária da PifCo desde março de 2006. Ela veio para a Petrobras International S.A. – BRASPETRO em 1998 como economista. Em 2000 ela mudou para o nosso Departamento Financeiro e uniu-se à Seção de Controle de Financiamento de Plataformas, onde trabalhou até 2002. A Sra. Borges atuou como Coordenadora de Informações Contábeis de 2002 a 2006. Ela é Coordenadora de Negócios da PifCo desde abril de 2006. Desde março de 2006, ele também é membro do Conselho Fiscal da Petrobras Química S.A. – PETROQUISA.

Remuneração

Petrobras

Em 2006 o valor total da remuneração que pagamos para todos os membros do conselho de administração e diretores executivos foi de aproximadamente US$ 3 milhões.

Além disso, os membros do conselho e da diretoria executiva recebem certos benefícios adicionais, geralmente fornecido para os nossos funcionários e suas famílias, tal como assistência médica, pagamento de despesas educacionais e benefícios de previdência social complementares.

Não celebramos contratos de trabalho com nossos conselheiros que prevejam benefícios por ocasião da rescisão do vínculo empregatício. Não possuímos comitê de remuneração e sucessão na forma de comitê consultivo. Vide “— Comitês Consultivos — Petrobras.”

PifCo

Os conselheiros e diretores executivos da PifCo são pagos pela Petrobras por suas funções como funcionários da Petrobras, mas não recebem nenhum tipo de remuneração adicional, pensão ou outros benefícios da PifCo ou Petrobras pelo exercício de suas funções como conselheiros ou diretores da PifCo, conforme for o caso.

Titularidade das Ações

Petrobras

Em 31 de maio de 2007, os membros de nosso conselho de administração, nossos diretores executivos, membros do nosso conselho fiscal e os membros de suas famílias, como um grupo, detinham de forma beneficiária, em conjunto, um total de 9.904 ações ordinárias e 27.792 ações preferenciais da nossa empresa. Conseqüentemente, em bases individuais e como um grupo, nossos conselheiros, diretores executivos e membros do nosso comitê fiscal e membros próximos de suas famílias detinham de forma beneficiária menos de um por cento de qualquer classe de nossas ações. As ações de propriedade dos nossos conselheiros, diretores executivos, membros do conselho fiscal e membros próximos de suas famílias têm o mesmo direito a voto que as ações do mesmo tipo e classe que são detidos por nossos outros acionistas. Nenhum dos conselheiros, diretores executivos, membros do conselho fiscal ou membros de suas famílias imediatas detêm quaisquer opções de compra de ações ordinárias ou ações preferenciais. A Petrobras não tem plano de opção de ações para seus conselheiros, diretores e funcionários.

PifCo

Em 31 de dezembro de 2006, o capital social da PifCo era composto por 300,050,000 ações ordinárias. Todas as ações ordinárias emitidas e em circulação da PifCo são detidas por nós.

Conselho Fiscal

Estabelecemos um conselho fiscal permanente, em conformidade com as disposições aplicáveis da Lei de Sociedades Anônimas, composto de até cinco membros. Conforme exigido pela Lei de Sociedades Anônimas, o nosso conselho fiscal é independente da nossa administração e dos nossos auditores externos. As responsabilidades do conselho fiscal incluem, entre outras: (i) atividades de monitoramento da administração e (ii) revisão dos nossos

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relatórios anuais e demonstrações financeiras. Os membros e respectivos suplentes são eleitos pelos acionistas na assembléia geral ordinária. Os detentores de ações preferenciais sem direito de voto e os acionistas ordinários minoritários têm, cada qual, o direito, como uma classe, de eleger um membro e respectivo suplente para o conselho fiscal. O Governo Federal tem o direito de nomear a maioria dos membros do conselho fiscal e seus suplentes. Um desses membros e seu respectivo suplente são nomeados pelo Ministério da Fazenda representando o Tesouro Nacional. Os membros do conselho fiscal são eleitos em nossa assembléia geral ordinária de acionistas para exercer um mandato de um ano, sendo permitida a reeleição.

A tabela a seguir relaciona os atuais membros do conselho fiscal:

CONSELHO FISCAL

Nome Ano da Primeira

Nomeação

Marcus Pereira Aucélio 2005 Erenice Alves Guerra 2006 Túlio Luiz Zamin 2003 Nelson Rocha Augusto 2003 Maria Lúcia de Oliveira Falcón 2003

A tabela a seguir relaciona os membros suplentes do conselho fiscal:

Nome Ano da Primeira

Nomeação

Eduardo Coutinho Guerra 2005 Marcelo Cruz 2006 Edison Freitas de Oliveira 2002 Maria Auxiliadora Alves da Silva 2003 Celso Barreto Neto 2002

Comitê de Auditoria Petrobras

Temos um comitê de auditoria que assessora nosso conselho de administração composto exclusivamente de membros do nosso conselho de administração.

Em 17 de junho de 2005, nosso Conselho de Administração aprovou a criação de nosso comitê de auditoria para cumprir as exigências de comitê de auditoria da lei Sarbanes-Oxley de 2002 e a Regra 10A-3 da Lei de Mercados de Capitais 1934.

O comitê de auditoria é responsável por, entre outras coisas: (1) fazer recomendações a nosso Conselho de Administração com relação à nomeação, remuneração e contratação de nosso auditor independente; (2) ajudar na resolução de conflitos entre a administração e o auditor independente no que se refere às nossas demonstrações financeiras; e (3) estabelecer procedimentos para a recepção, retenção e tratamento de reclamações referentes a questões contábeis, de controle interno e autoria, incluindo procedimentos para apresentação confidencial e anônima, por parte dos funcionários, de receios a respeito de questões contábeis ou de auditoria questionáveis. Em 16 de dezembro de 2005, o estatuto de nosso comitê de auditoria foi alterado para atender às exigências de comitê de auditoria da Lei Sarbanes-Oxley de 2002 e a Norma 10A-3 da Lei de Mercado de Capitais de 1934, incluindo a incorporação dos poderes estabelecidos acima.

Os atuais membros de nosso Comitê de Auditoria são os Conselheiros Fabio Colletti Barbosa, Francisco Roberto de Albuquerque e Arthur Antonio Sendas. Todos os membros de nosso comitê de auditoria são independentes, conforme definido no 17 CRF 240.10A-3.

Outros Comitês Consultivos

O estatuto da Petrobras também prevê a criação de um Comitê de Remuneração e Sucessão e de um Comitê de Meio Ambiente.

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PifCo

A PifCo não tem nenhum comitê em seu conselho de administração.

Funcionários e Relações Trabalhistas

Petrobras

A empresa tinha 62.266 funcionários em 31 de dezembro de 2006, em comparação com os 53.904 funcionários em 31 de dezembro de 2005 e os 52.037 em 31 de dezembro de 2004. O aumento no número de funcionários em 2006 é, principalmente, resultado da implementação de uma política de contratação destinada a satisfazer a nossa demanda de mais funcionários.

Dos 62.266 funcionários da Petrobras em 31 de dezembro de 2006, a controladora empregava 47.955, dos 47.955 empregados 32.265 ocupavam posições de nível médio relacionados ao suporte operacional e administrativo, e 14.809 trabalhavam como funcionários de nível superior nas áreas de engenharia e administração. Os 881 funcionários restantes da controladora eram funcionários marítimos. 69% da equipe de funcionários da controladora estão localizados na região Sudeste do Brasil, 25% na região Nordeste e os 6% remanescentes em outras localidades.

As despesas relacionadas a funcionários da controladora totalizaram aproximadamente R$ 4.776 milhões (US$ 2.234 milhões) em 2006, R$ 4.166 milhões (US$ 1.711 milhões) em 2005 e R$ 3.546 milhões (US$ 1.212 milhões) em 2004. Durante 2006, essas despesas representaram 67% de nossas despesas consolidadas com funcionários.

Anualmente, negociamos acordos coletivos com a Federação Única dos Petroleiros, o sindicato ao qual os nossos funcionários em terra estão afiliados, e com o Sindicato dos Trabalhadores Marítimos, o sindicato ao qual os nossos trabalhadores marítimos estão afiliados. Em 8 de dezembro de 2006, assinamos uma alteração ao Acordo Coletivo de 2005 para nossos funcionários em terra para alterar certas cláusulas econômicas do contrato. Essas novas cláusulas econômicas são retroativas até 1o de setembro de 2006, e são válidas até 31 de agosto de 2007. As cláusulas sociais do Contrato, negociadas em 2005, também são válidas até 31 de agosto de 2007. O acordo coletivo com o sindicato de funcionários marítimos foi assinado em 9 de maio de 2007. Esse contrato é retroativo até 1o de novembro de 2006, e é válido até 31 de outubro de 2007.

De acordo com os novos termos do acordo coletivo para nossos funcionários em terra, acordamos um aumento salarial de 2,80%, que reflete a inflação nesse período, conforme mensurado pelo Índice do Custo de Vida (ICV – DIEESE), e concedemos um aumento um nível na tabela salarial a todos os funcionários. Também concedemos um pagamento extra a todos os nossos funcionários no valor de 80% de seu salário mensal. Consideramos nossos relacionamentos com nossos funcionários e com a Federação Unificada dos Trabalhadores de Petróleo e o sindicato de funcionários marítimos bons e respeitáveis.

Não tivemos greves trabalhistas importantes desde 1995. Gastamos aproximadamente R$ 328,7 milhões (US$ 151,1 milhões) com treinamento de funcionários em 2006 em nossos centros de treinamento, em comparação com R$ 311,9 milhões (US$ 128,1 milhões) em 2005.

Com a promulgação da Lei do Petróleo e o surgimento de concorrentes no setor de petróleo brasileiro, desenvolvemos um plano estratégico para conceder incentivos visando atrair novos funcionários e conservar os funcionários existentes. Como parte dos nossos incentivos aos funcionários, temos promoções por mérito e, conforme permitido pela lei brasileira, um plano de participação nos lucros com critérios pré-determinados. De acordo com esse plano, o valor da participação nos lucros é determinado por nosso Conselho de Administração e a forma de distribuição é determinada por negociação com os sindicatos que representam nossos funcionários. Entretanto, de acordo com as leis brasileiras, o plano de participação nos lucros estará sujeito a um limite anual igual a 25% do total de dividendos proposto para o exercício.

As nossas distribuições de participação nos lucros para os nossos funcionários em todo o Grupo Petrobras somaram R$ 1.197 milhões (US$ 560 milhões) em 2006, R$ 1.006 milhões (US$ 430 milhões) em 2005 e R$ 783 milhões (US$ 295 milhões) em 2004. Em nossa assembléia geral ordinária de acionistas realizada em 2 de abril de 2007, nossos acionistas aprovaram uma distribuição de participação nos lucros para os funcionários da Petrobras

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(excluindo as subsidiárias) de R$ 993 milhões (US$ 465 milhões) em 2006. Nossas subsidiárias aprovaram uma distribuição de participação nos lucros total para seus funcionários de R$ 204 milhões (US$ 95 milhões) em suas assembléias gerais ordinárias de acionistas em abril de 2007.

Planos de Pensão e Saúde

Patrocinamos um plano de pensão de benefício definido, denominado PETROS, que cobre aproximadamente 60,4% de nossos funcionários. O principal objetivo do PETROS é complementar os benefícios da previdência social dos nossos funcionários, bem como os funcionários de nossas subsidiárias e coligadas brasileiras, de outras empresas e do próprio PETROS. Os funcionários que participam fazem contribuições obrigatórias mensais. Nossa política de provisão de recursos histórica consiste em fazer contribuições anuais para o plano no valor determinado por avaliações atuariais. As contribuições destinam-se a oferecer não apenas os benefícios atribuídos a serviços prestados até o presente momento, como também aqueles que se espera auferir no futuro. Pagamos benefícios de US$ 713 milhões em 2006, em comparação com benefícios no valor de US$ 570 milhões em 2005. Fizemos contribuições totalizando US$ 187 milhões em 2006, em comparação com US$ 155 milhões em 2005. Registramos um passivo de US$ 4.843 milhões em 2006, US$ 3.833 milhões em 2005, US$ 3.081 milhões em 2004 , em razão do valor atuarial excedente de nossa obrigação de fornecer benefícios futuros sobre o valor justo dos ativos do plano utilizados para satisfazer essa obrigação. Vide a Nota Explicativa 16 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Além disso, algumas de nossas subsidiárias consolidadas, incluindo a PEPSA e a Liquigás, têm seus próprios planos de benefício definido.

Como o plano PETROS não está admitindo novos participantes desde 9 de agosto de 2002, os funcionários contratados desde essa data estão cobertos por apólices de seguro específicas, e continuarão cobertos por essas apólices até que possamos oferecer a eles um plano de pensão complementar.

Em 2003, formamos uma força tarefa com representantes da Federação Única dos Petroleiros (FUP) e com o PETROS, entre outros, para avaliar alternativas para um novo modelo para nosso plano de pensão complementar, incluindo análises de acordos negociados para a liquidação dos déficits atuariais.

Estamos trabalhando para desenvolver propostas com o sindicado dos petroleiros e outros representantes, para avaliar alternativas para um novo modelo para nosso plano de pensão complementar. Realizamos reuniões com essas empresas para considerar questões relacionadas ao Plano Petros e quando a proposta para um novo plano será concluída. Um de nossos principais objetivos das negociações foi definir uma solução para o déficit técnico do Plano Petros e também para resolver os problemas de questões estruturais e de diagnóstico levantadas nos estudos do sindicato e da FUP, sempre cumprindo os limites impostos pelas leis brasileiras.

Em 19 de abril de 2006, a Empresa, visando chegar a um acordo a respeito do Plano de Pensão Complementar, apresentou aos participantes ativos e aposentados uma proposta para trazer um equilíbrio para o atual plano PETROS.

A assinatura da proposta apresentada pelo Conselho Executivo da Empresa esteve sujeita a diversas condições, inclusive a renegociação dos Regulamentos do Plano PETROS, com relação aos meios de reajuste de benefícios e pensões, considerando uma taxa significativa de acesso individual de funcionários e dependentes.

Em 28 de fevereiro de 2007, a meta de renegociação foi atingida e a proposta apresentada pela Empresa entrou em vigor, e a PETROS está calculando os valores a serem financiados pelos patrocinadores, que reduzirá o déficit do Plano PETROS, conforme estabelecido pela legislação de pensões brasileira.

Como a meta foi atingida, a proposta apresentada pela Empresa entrou em vigor, a qual alterou duas condições do plano: i) os aumentos de salário de funcionários ativos não serão mais repassados para funcionários aposentados, que terão o direito à indexação à inflação (IPCA); e ii) eventuais reduções em pensões oferecidas pelo plano governamental não serão mais absorvidas pela PETROS. Essas alterações não afetarão de forma substancial a obrigação de benefícios projetada.

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Como compensação pela aceitação da renegociação, em março de 2007, os participantes, aposentados e pensionistas receberam o total do incentivo financeiro de US$ 498 milhões.

Dois processos judiciais principais foram movidos por alguns pensionistas contra o PETROS em virtude: i) da redução da idade mínima para receber benefícios para funcionários que entraram na Petrobras em 1978/1979 e; ii) da falta da mesma cobertura de pensão governamental para viúvas. A Petrobras está aguardando a conclusão desses processos para determinar se as solicitações levadas ao tribunal devem ser incluídas no cálculo das premissas atuariais e se deve considerar alternativas para financiar o plano de pensão em caso de perda.

Em 20 de outubro de 2006, nosso Conselho de Administração aprovou a introdução do Plano PETROS 2 para funcionários que atualmente não têm plano de pensão. O Novo Plano de Pensão Complementar foi formulado de acordo com o Modelo de Contribuição Variável. Nesse modelo, as contribuições são capitalizadas na conta da pessoa, e os benefícios de pensão são estabelecidos de acordo com os saldos de conta. Esse plano também inclui os benefícios de risco com cobertura para doença, incapacidade e morte, e uma renda vitalícia. O Plano PETROS 2 também inclui um benefício mínimo para pagamento de anuidades, que garante a cobertura do benefício para garantir que ele não tenha um valor monetário inferior a 30% do salário de contribuição médio. Em 20 de dezembro de 2006, o Departamento de Coordenação e Controle das Empresas Estatais (DEST) decidiu aprovar o Plano PETROS 2 proposto, que também foi aprovado em 5 de janeiro de 2007 pelo Ministério das Minas e Energia.

Em 19 de janeiro de 2007, o Conselho de Administração do PETROS aprovou o Plano PETROS 2, que será encaminhado para avaliação e declaração pela Secretaria de Previdência Complementar - SPE, para a aprovação final adequada, ocasião na qual pode ser oferecido aos funcionários que não forem atualmente cobertos por um plano de pensão complementar patrocinado pela Empresa. De acordo com o SFAS no 87 – Contabilidade de Empregadores para Pensões ("SFAS 87") o novo plano é considerado um plano de pensão com benefício definido e o passivo relacionados aos futuros benefícios será calculado em uma base anual por um atuário independente e será registrado como componente dos passivos das empresas patrocinadoras.

Mantemos um plano de assistência médica (AMS), que oferece benefícios definidos e cobre todos os funcionários (ativos e inativos) juntamente com os seus dependentes. Administramos o plano, com a contribuição de valores fixos dos funcionários para cobrir os riscos principais e uma parte dos custos relacionados a outros tipos de cobertura em conformidade com a tabela de participação definida por determinados parâmetros, incluindo níveis salariais.

O nosso compromisso relacionado aos benefícios futuros aos participantes do plano é calculado anualmente por um atuário independente, com base no método da União de Crédito Projetado. O plano de assistência médica não é financiado ou garantido de outra forma por ativos. Ao invés disso, efetuamos pagamentos de benefícios com base nos custos anuais incorridos pelos participantes do plano.

Até 2006, os ganhos e perdas atuariais, relacionados ao plano de assistência médica, gerados pelas diferenças entre os valores da obrigação determinados com base nas projeções e os valores reais, foram respectivamente incluídos ou excluídos ao definir a obrigação atuarial líquida.

Em 31 de dezembro de 2006, de acordo com o SFAS 158 (Vide a Nota Explicativa 16(d) às nossas demonstrações financeiras), os ganhos e perdas atuariais gerados pelas diferenças entre os valores da obrigação determinada com base nas projeções e os valores reais, estão respectivamente incluídos ou excluídos do cálculo da obrigação atuarial e registrados como “Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria líquidos de imposto – custos de assistência médica”, como Outros Resultados Abrangentes Acumulados, no patrimônio líquido. Os ganhos e perdas registrados como Outros Resultados Abrangentes Acumulados são amortizados durante o período médio de serviço restante dos funcionários ativos.

Mediante a adoção do SFAS 158, em 31 de dezembro de 2006 os passivos relacionados a assistência médica aumentaram US$ 1.495 e o patrimônio líquido diminuiu US$ 987, líquido de impostos de renda.

Em 15 de dezembro de 2006, implementamos o Benefício Farmácia, que prevê termos especiais na aquisição de certos medicamentos pelos membros da AMS nas farmácias participantes, localizadas em todo o Brasil. Vide o Item 5. “Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras — Políticas Contábeis Essenciais e Estimativas — Benefícios de Pensão e Outros Benefícios Pós-Aposentadoria”.

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PifCo

Com exceção dos 25 funcionários da PEL, o quadro de funcionários da PifCo consiste unicamente em funcionários da Petrobras, e a PifCo conta com a Petrobras para prover todas as funções administrativas.

ITEM 7. PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

Principais Acionistas

Petrobras

Nosso capital social é composto de ações ordinárias e ações preferenciais, todas sem valor nominal. No dia 31 de maio de 2007, havia 2.536.673.672 ações ordinárias em circulação e 1.850.364.698 ações preferenciais em circulação.

Em 22 de julho de 2005 nossos acionistas aprovaram uma deliberação para desdobrar cada ação do nosso capital em quatro ações. Como resultado do desdobramento de ações, a relação de nossos ADRs de ações ordinárias e ações preferenciais mudou para quatro ações para um ADR. O desdobramento de ações e a alteração da relação de ADR entraram em vigor em 1o de setembro de 2005.

Nos termos da Lei das Sociedades Anônimas, e alterações posteriores, o número de ações sem direito a voto da nossa empresa não pode exceder dois terços do número total de ações. O governo brasileiro é obrigado por lei a deter no mínimo a maioria de nossas ações com direito a voto, sendo atualmente detentor de 55,7% de nossas ações ordinárias, nossas únicas ações com direito a voto. O governo brasileiro não possui nenhum direito a voto especial, exceto o direito de sempre indicar a maioria do Conselho de Administração, e não obstante o direito dos acionistas minoritários elegerem conselheiros conforme estabelecido em nosso estatuto.

A tabela a seguir mostra as informações referentes à titularidade de nossas ações ordinárias e ações preferenciais em 31 de maio de 2007 pelo governo brasileiro, por certas instituições do setor público e por nossos diretores e conselheiros, como um grupo. Não temos conhecimento de qualquer outro acionista que detenha 5% ou mais de nossas ações ordinárias.

Acionista Ações

Ordinárias % Ações

Preferenciais % Total de Ações %

Governo brasileiro.......................................................................... 1.413.258.228 55,7 - - 1.413.258.228 32,2 BNDES Participações S.A.- BNDESPAR ................................ 47.246.164 1,9 287.023.667 15,5 334.269.831 7,6Outras empresas do setor público brasileiro................................ 1.779.280 0,1 775.072 0,04 2.554.352 0,1Todos os conselheiros e diretores executivos como um Grupo (15 pessoas) ........................................................................ 9.904 - 27.792 - 37.696 -Outros.............................................................................................. 1.074.380.096 42,3 1.562.538.167 84,5 2.636.918.263 60,1Total................................................................................................ 2.536.673.672 100,0 1.850.364.698 100,0 4.387.038.370 100,0

Em 31 de maio de 2007, aproximadamente 37,2% de nossas ações preferenciais e aproximadamente 27,6% de nossas ações ordinárias eram detidas registradas nos Estados Unidos, diretamente ou na forma de American Depositary Shares. Em 31 de maio de 2007, tínhamos aproximadamente 171.938.924 detentores registrados de ações preferenciais ou American Depositary Shares representativas de ações preferenciais, e aproximadamente 175.050.997 detentores registrados de ações ordinárias, ou American Depositary Shares representativas de ações ordinárias nos Estados Unidos. A relação de nossos ADRs representativos de ações ordinárias e preferenciais é de quatro ações para um ADR. Essa relação foi alterada pelo desdobramento de ações em vigor em 1o de setembro de 2005.

PifCo

Em 31 de dezembro de 2006, o capital social da PifCo era composto por 300.050.000 ações ordinárias. A Petrobras é detentora de todas as ações emitidas e em circulação da PifCo.

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Operações da Petrobras com Partes Relacionadas

Conselho de Administração

As operações diretas com membros de nosso conselho de administração ou nossos diretores executivos requerem a aprovação do nosso conselho de administração. Nenhum dos membros de nosso conselho de administração, nossos diretores executivos ou membros de sua família imediata teve uma participação direta em qualquer transação que efetuamos que seja, ou tenha sido, incomum em sua natureza ou condições, ou significativa para nossa empresa durante o exercício em curso ou durante os três exercícios financeiros imediatamente anteriores, ou durante qualquer exercício financeiro prévio, que permaneça sob qualquer aspecto pendente ou não realizada. Além disso, não participamos de nenhuma operação com partes relacionadas que seja, ou tenha sido, incomum em sua natureza ou condições, durante o exercício financeiro em curso ou durante os três exercícios financeiros imediatamente anteriores, e nenhuma operação foi proposta que fosse significativa para nossos negócios.

Não há empréstimos pendentes ou garantias para com os membros de nosso conselho de administração, nossos diretores executivos ou a qualquer membro de suas famílias imediatas.

Para obter uma descrição das ações detidas de forma beneficiária pelos membros de nosso conselho de administração e dos membros da suas famílias imediatas, consultar o Item 6 “Conselheiros, Diretoria Executiva e Funcionários — Titularidade das Ações.”

Governo Brasileiro e PETROS

Dedicamo-nos a várias operações no curso normal dos negócios com o nosso acionista controlador, o governo brasileiro, e com outras empresas controladas por ele, inclusive financiamentos do BNDES e operações bancárias, de gestão de ativos ou outras operações com o Banco do Brasil S.A. As operações com o Banco do Brasil mencionadas acima tinham, o valor líquido de US$ 4.497 milhões , em 31 de dezembro de 2006 . (Vide a Nota Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.) Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos uma conta a receber (a Conta de Petróleo e Álcool) do governo brasileiro, nosso acionista controlador, de US$ 368 milhões garantidos por uma conta de depósito bloqueado de US$ 53 milhões. Vide o Item 4. “Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil — A Conta de Petróleo e Álcool”. (Vide a Nota Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.)

Também temos depósitos restritos feitos por nós, que servem como garantia para processos judiciais envolvendo o governo brasileiro. Em 31 de dezembro de 2006, esses depósitos totalizaram US$ 676 milhões. (Vide a Nota Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.)

Além disso, segundo a Legislação brasileira, só podemos investir em títulos emitidos pelo governo brasileiro no Brasil. Essa restrição não se aplica aos investimentos fora do Brasil. Em 31 de dezembro de 2006, o valor desses títulos do governo, adquiridos diretamente e detidos pela Petrobras, era de US$ 67 milhões. (Vide a Nota Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.)

Também contabilizamos operações de partes relacionadas com a PETROS, basicamente compostas de títulos do governo, adiantados por nós para compor os ativos do plano. Em 31 de dezembro de 2006, o valor desses títulos era de US$ 479 milhões. Além disso, a PETROS também faz investimentos diretos em títulos do governo. (Vide a Nota Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.)

Para obter informações adicionais relacionadas às nossas principais operações com partes relacionadas, consultar a Nota Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Operações da PifCo com Partes Relacionadas

Por ser uma subsidiária integral de nossa propriedade, a PifCo mantém diversas operações com a Petrobras e com outras empresas coligadas no andamento normal dos negócios. O principal negócio da PifCo é servir como intermediária entre a Petrobras e outros fornecedores de petróleo, comprando petróleo e derivados de fornecedores internacionais e os revendendo para a Petrobras, em dólares americanos com pagamento diferido, a um preço que

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representa um ágio para compensar os custos de financiamento da PifCo. Substancialmente todas as receitas da PifCo são geradas pelas operações que mantém conosco.

Desde o início da PifCo, não há, nem foram propostas, operações relevantes com quaisquer diretores ou conselheiros da PifCo. Não há empréstimos concedidos pela PifCo a seus conselheiros e diretores.

As operações da PifCo com partes relacionadas em 2006 e 2005 resultaram nos saldos abaixo:

31 de dezembro de 2006 31 de dezembro de 2005 Ativos Passivos Ativos Passivos (em milhões de dólares norte-americanos) Ativo

Circulante Contas a receber.............................................. 10.658,9 — 8.681,1 — Títulos a receber (1)........................................ 6.114,7 — 3.329,3 — Títulos negociáveis ......................................... 627,3 — — — Pré-pagamento de exportação ........................ 67,8 — 414,5 — Outros .............................................................. 1,5 — 1,5 —

Outros realizáveis a longo prazo Títulos negociáveis ......................................... 1.151,6 — 2.165,7 — Títulos a receber.............................................. 239,7 — 580,0 — Pré-pagamento de exportação ........................ 464,4 — 529,4 —

Passivo Circulante

Contas a pagar a fornecedores ....................... — 1.142,9 — 950,7 Contas a pagar (1) .......................................... — 5.386,8 — 4.346,1 Receita a receber ............................................. — 248,7 — 176,5

Exigível a longo prazo Títulos a pagar (1) .......................................... — 7.441,7 — 3.734,1

Total ................................................................................. 19.325,9 14.220,1 15.701,5 9.207,4

Circulante ........................................................................ 17.470,2 6.778,4 12.426,4 5.473,3

A longo prazo.................................................................. 1.855,7 7.441,7 3.275,1 3.734,1

(1) Os títulos a receber da PifCo da Petrobras e pagáveis para a Petrobras incorrem juros à taxa LIBOR mais 3,0% ao ano.

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As principais transações da PifCo com partes relacionadas são as seguintes:

Exercício findo em 31 de dezembro de 2006 2005 2004 (em milhões de dólares norte-americanos) Receita Despesa Receita Despesa Receita Despesa Vendas de petróleo e derivados e serviços PETROBRAS .............................. 9.729,9 — 7.025,7 — 6.374,3 — REFAP S.A. ................................ 1.484,1 — 1.405,1 — 972,1 — Petrobras America, Inc.—PAI.... 2.967,8 — 5.487,9 — 2.734,5 — BR Distribuidora ......................... — — 1,8 — 3,5 — EG3 S.A. ..................................... — — — — 12,9 — PESA............................................ 47,4 — 49,5 — 21,1 — Petrobras Bolívia ......................... 5,8 — 4,4 — — — Petrobras Paraguay Distribución 1,5 — — — — —

Custo de vendas PETROBRAS .............................. (6.044,3) — (5.931,6) — (3.236,7) Petrobras America, Inc.—PAI.... — (227,2) — (459,4) — (375,3) Braspetro Oil Services Company—BRASOIL ........... — — — — — (74,7)

Companhia MEGA S.A. ............ — (505,8) — (367,5) — (299,4) Eg3 S.A. ...................................... — — — — — (60,4) PESA............................................ — (257,5) — (187,8) — (72,1) PIB B.V. ...................................... — (14,1) — (152,0) — (158,3) PEBIS........................................... — (226,0) — (164,3) — (110,3) REFAP ......................................... — (206,1) — (109,9) — (4,1) Ecuadortlc S.A. ........................... — (252,6) — (211,8) — — Petrobras Colombia ..................... — (271,5) — (196,0) — — Outros........................................... — (116,9) — — — —

Despesa de vendas, gerais e administrativas

PETROBRAS .............................. (176,4) — (158,0) — (97,0) Outros........................................... — (13,3) — (0,1) — (1,7)

Receita financeira PETROBRAS .............................. 623,8 580,9 — 466,1 — REFAP S.A. ................................ 28,3 — 24,2 — 16,8 — Braspetro Oil Company—BOC .................... 4,9 — 15,6 — 11,0 —

Braspetro Oil Services Company—BRASOIL ........... 2,3 — 11,5 — 15,4 —

PIB B.V........................................ 161,7 — 82,8 — 56,7 — PNBV ........................................... 118,3 — 29,9 — 0,7 — AGRI BV ..................................... 56,1 17,1 — Outros........................................... 3,8 — 3,5 — 1,9 —

Despesas financeiras PETROBRAS .............................. — (722,4) — (409,5) — (168,4) Outros........................................... — — — (0,3) — (0,6)

Outras Receitas e Despesas PNBV ........................................... — — — — — (0,5)

Total..................................................... 15.235,7 (9.034,1) 14.739,9 (8.348,2) 10.687,0 (4.659,5)

ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS

Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras da Petrobras

Vide o Item 18. “Demonstrações Financeiras” e “Índice das Demonstrações Financeiras”.

Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras da PifCo

Vide o Item 18. “Demonstrações Financeiras” e “Índice das Demonstrações Financeiras”.

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Processos Judiciais

Petrobras

Atualmente estamos sujeitos a diversos processos relacionados a reivindicações civis, criminais, administrativos, ambientais, trabalhistas e fiscais. Vários litígios individuais respondem por uma parcela significativa do valor total das reivindicações contra nós. Nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas incluem apenas provisões para as perdas e despesas prováveis e razoavelmente estimadas que possamos incorrer com relação a processos em trâmite, incluindo os processos descritos sob o título "Ações Ambientais”. Vide a Nota Explicativa 19 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. A tabela abaixo apresenta nossas provisões financeiras registradas por tipo de ação:

DISPOSIÇÕES POR TIPO DE REIVINDICAÇÃO(1)


2006 2005 (em milhões de

dólares norte-americanos)

Ações trabalhistas ........................................................................ 38 7 Ações fiscais ................................................................................ 47 87 Ações civis................................................................................... 97 79 Ações comerciais e outras contingências..................................... 51 62

Total................................................................................... 233 235

(1) Exclui provisões para contingências contratuais e lançamentos tributários pelo INSS.

As ações contra a Petrobras, empresa controladora, que em 31 de dezembro de 2006, correspondiam a aproximadamente 49,0% do valor total de ações movidas contra nós e os valores pagos por nós em relação a ações judiciais contra a Petrobras nos últimos cinco anos foram, em média, de US$ 68 milhões ao ano. Em 31 de dezembro de 2006 estimamos que o valor total das ações movidas contra nós, excluindo os litígios cuja natureza não seja monetária, ou litígios que não possam ser facilmente estimados no estágio atual dos processos, era de aproximadamente US$ 13,5 bilhões.

As ações mais significativas estão descritas abaixo:

Ações Civis

Em 23 de novembro de 1992, a Porto Seguro Imóveis Ltda., acionista minoritária da Petroquisa, moveu uma ação contra nós alegando prejuízos sofridos em conseqüência da venda da participação acionária da Petroquisa em várias empresas do setor petroquímico incluídas no Programa Nacional de Desestatização. A autora da ação exige que nós, na qualidade de acionistas controladores da Petroquisa, sejamos obrigados a reintegrar os danos causados ao patrimônio da Petroquisa, em conseqüência dos atos corporativos que aprovaram o preço de venda mínimo atribuído à sua participação acionária no capital das empresas privatizadas. Uma sentença inicial em 14 de janeiro de 1997 nos considerou responsáveis pelo pagamento à autora de 5% do valor da indenização como ágio, bem como honorários advocatícios de 20% sobre esse valor. Entretanto, como o valor devido deverá ser pago à Petroquisa, e não à autora, e detemos 100,0% do capital acionário da Petroquisa, o desembolso real, caso a decisão não seja suspensa, estará limitado a 25% do valor dos danos, ou US$ 851 milhões. Recorremos e conseguimos cancelar a sentença, mas uma sentença recursória subseqüente em 30 de março de 2004 nos considerou responsáveis pelo pagamento de US$ 2.359 milhões, mais um ágio de 5% e 20% de honorários advocatícios, estes últimos em favor da Porto Seguro. Posteriormente, recorremos da decisão tanto no Superior Tribunal de Justiça quanto no Supremo Tribunal Federal, e estamos aguardando a sentença final nesses recursos.

Em 28 de maio de 1981, a Kallium Mineração S.A. moveu uma ação contra a Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais – CPRM pleiteando uma indenização de aproximadamente R$ 450 milhões relativos à rescisão

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antecipada de um contrato para a exploração de uma mina de sais de potássio no Sergipe. O governo brasileiro, que tinha concedido anteriormente à CPRM o direito de desenvolver um projeto de exploração para a mina de sais de potássio, cancelou a concessão para a CPRM e a transferiu para nossa ex-subsidiária, Petromisa. A CPRM, por sua vez, rescindiu seu contrato para a exploração da mina com a Kallium Mineração S.A. Como resultado, a CPRM moveu contra a Petrobras e o governo brasileiro ações como co-rés. Em 10 de agosto de 1999, o juiz negou provimento à maioria das reivindicações da Kallium, mas determinou que indenizássemos todas as despesas incorridas pela Kallium com a pesquisa conduzida em relação à exploração da mina, que correspondem a aproximadamente US$ 1 milhão. Em setembro de 1999, a Kallium e a Petrobras recorreram da sentença e ambos os recursos foram considerados improcedentes. Entramos com recursos adicionais e estamos aguardando uma sentença. O valor total das indenizações que podem ser pagáveis estará sujeito a reajuste monetário e a juros a uma taxa de 6% calculada na data em que a ação foi movida.

Diversas ações populares foram movidas contra a nossa empresa, a Repsol-YPF e o governo brasileiro visando a anulação da operação de troca, em 2001, de alguns de nossos ativos operacionais no Brasil por alguns dos ativos operacionais da YPF, na Argentina. Os autores alegam que os ativos permutados não foram corretamente avaliados e que, portanto, a operação não atendeu aos melhores interesses de nossa empresa. Em 5 de setembro de 2002, o tribunal concedeu uma medida liminar aos autores da ação. O Superior Tribunal de Justiça do Brasil suspendeu a liminar, enfatizando que a operação havia sido aprovada pelos órgãos antitruste brasileiros, a ANP e o Tribunal de Contas da União. Em 15 de maio de 2005, a ação foi julgada procedente em favor da Petrobras e as outras partes entraram com um recurso. Estamos aguardando uma sentença final sobre o mérito da questão.

Em 9 de março de 2006, a Barracuda Caratinga Leasing Company B.V. (BCLC), empresa de propósito específico que atualmente detém os ativos do projeto, representada pela Petrobras (como Gestora de Construção e Operações), entrou com um processo de arbitragem contra a KBR de acordo com as disposições do Contrato EPC, e suas alterações, celebrado entre a BCLC e KBR. A BCLC está pleiteando uma indenização no valor de aproximadamente US$ 220 milhões mais juros pelos custos de monitoramento e substituição de parafusos sem cabeça defeituosos, mais os custos e despesas da arbitragem. Em 17 de março de 2006, a KBR respondeu com sua contra-notificação buscando a extinção da ação da BCLC e aproximadamente US$ 22 milhões em indenização para os custos da substituição dos parafusos que foram substituídos pela KBR. O painel de arbitragem foi formado e a arbitragem está atualmente na fase de submissões.

Em 18 de janeiro de 2000, um duto que ligava um de nossos terminais a uma refinaria na Baía de Guanabara se rompeu, causando o derramamento de aproximadamente 341.000 galões de petróleo na Baía. Atuamos para controlar o derramamento em uma tentativa de impedir que o óleo ameaçasse outras áreas. Como resultado desse derramamento, diversas ações individuais foram movidas por pescadores do Estado do Rio de Janeiro reivindicando indenizações. As ações atualmente em trâmite correspondem a um valor total de aproximadamente R$ 52 milhões. Além disso, a Federação dos Pescadores do Estado do Rio de Janeiro entrou com uma ação contra nós reivindicando uma indenização de aproximadamente R$ 537 milhões. Em 7 de fevereiro de 2002, o juiz designado para o caso determinou que uma indenização era devida, mas não no valor reivindicado. Ambas as partes apelaram da decisão. Em 8 de outubro de 2002, o Tribunal de Recursos do Estado do Rio de Janeiro negou o recurso impetrado pela autora e indeferiu a demanda com relação a todos os pescadores que já haviam liquidado suas demandas contra a Petrobras ou que já houvessem movido ações individuais contra nós, e também com relação a determinados outros pescadores. Essas recusas reduziram dramaticamente o número de autores que poderiam ter direito à indenização. Outros agravos de instrumento de ambos os lados apresentados em 26 de junho de 2003, ao STJ e ao STF, respectivamente, foram recusados. Em 2 de fevereiro de 2007, o juiz que decidiu o caso na primeira instância publicou uma decisão aceitando em parte o relatório do perito judicial que definiu o período no qual os peixes da Baía de Guanabara seriam afetados pelo derramamento. Essa decisão, que rejeitou a decisão do tribunal de recursos, estabeleceu os parâmetros para o cálculo da indenização devida, considerando que a decisão se baseou no mesmo valor para cada pescador afetado, que representa R$1.102 milhões até dezembro de 2005 (sem juros e indexação monetária após essa data). Recorreremos dessa decisão.

Em novembro de 2005, dois funcionários da Finarge Armamento Genoveses S.r.I., uma empresa italiana que presta serviços de transporte para nossa Empresa, moveram uma ação contra nós nos tribunais de Gênova, solicitando indenização por resgatar uma plataforma à deriva. Essa ação tem como fundamento os Artigos 2, 3 e 10 da Convenção de Bruxelas, que prevê que quem auxilia embarcações à deriva tem direito a uma indenização. O valor da indenização será estabelecido pelo juiz italiano, mas não deverá exceder o valor da plataforma transportada.

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Os autores estimaram o valor da plataforma em US$ 130 milhões. Ainda não apresentamos uma resposta e, de acordo com a apólice de seguro dessa plataforma, acreditamos que o valor da plataforma não exceda US$ 20 milhões.

Ações Trabalhistas

A Companhia é ré em cinco ações trabalhistas movidas pelos sindicatos dos petroleiros no Rio de Janeiro, Sergipe, e São Paulo em relação à suposta falha de nossa parte em corrigir os salários em conformidade com os índices de inflação oficiais publicados pelo governo brasileiro durante o ano de 1989. No Rio de Janeiro e no Sergipe, perdemos duas ações e as sentenças estão sendo executadas atualmente. Entramos com um recurso em uma dessas ações e a sentença está sendo examinada atualmente pelo tribunal. As condenações no Rio de Janeiro e Sergipe se referem aos meses de fevereiro e agosto de 1989. No Rio de Janeiro (com relação a uma ação em Macaé), fomos bem-sucedidos na revogação definitiva de uma sentença e em São Paulo estamos aguardando o julgamento de um recurso no Supremo Tribunal Federal.

Ações Fiscais

Recebemos várias cobranças do INSS alegando apresentação irregular de documentação por parte das construtoras e outros prestadores de serviço contratados pela Petrobras com relação às suas contribuições junto ao INSS. O INSS tenta responsabilizar-nos de forma individual e solidária pelas contribuições que deixaram de ser feitas por esses prestadores de serviço, conforme estabelecido pela lei aplicável. Estamos analisando cada uma das cobranças do INSS para tentar reaver os pagamentos que foram feitos ao INSS relacionados a essas cobranças. Além disso, pretendemos tomar medidas contra os prestadores de serviço a fim de recuperar quaisquer valores pagos e não devolvidos pelo INSS, com base em nosso direito à contribuição. Como é improvável que venhamos a obter com êxito uma anulação da decisão do INSS pelos procedimentos administrativos da instituição, em 31 de dezembro de 2006, tínhamos um saldo de US$ 25 milhões em nossa provisão para cobrir futuros pagamentos ao INSS.

A Delegacia da Receita Federal nos entregou uma notificação com uma cobrança de imposto de aproximadamente R$ 566 milhões relacionado a um imposto de renda retido na fonte (IRRF) que acreditam que deveria ter sido pago em remessas para o exterior feitas por nós entre 1998 e 2002. Em 31 de dezembro de 2006, esse valor correspondia a aproximadamente R$ 666 milhões (aproximadamente US$ 311 milhões). As remessas relacionavam-se à aquisição de petróleo importado pela Petrobras. De acordo com as autoridades fiscais federais, essas remessas correspondem ao pagamento de juros, o que, acreditam eles, daria origem à cobrança do imposto que eles reivindicam. Os documentos de importação, entretanto, não fazem referência ao alegado pagamento de juros. Em maio de 2006, fomos notificados que a Delegacia da Receita Federal suspendeu a cobrança do imposto. Um recurso de ofício a um conselho de contribuintes está em trâmite buscando modificar a decisão favorável para nós.

A Secretaria da Receita Federal fez duas cobranças contra a Petrobras em relação ao imposto de renda retido na fonte, ou IRRF, sobre remessas para o exterior de pagamentos relacionados ao afretamento de navios do tipo plataforma móvel. Em 17 de fevereiro de 2003, a Secretaria da Receita Federal nos entregou uma notificação de cobrança de imposto no valor de R$ 93 milhões (aproximadamente US$ 32 milhões) cobrindo os impostos contestados para 1998. Em 31 de dezembro de 2006, esse valor correspondia a aproximadamente R$ 117 milhões (aproximadamente US$ 55 milhões). Em 27 de junho de 2003, a Receita Federal nos enviou uma notificação de cobrança de R$ 3.064 milhões (aproximadamente US$ 1.066 milhões) referentes aos impostos contestados do período de 1999 a 2002. Em 31 de dezembro de 2006, esse valor correspondia a R$ 3.914 milhões (aproximadamente US$ 1.832 milhões). Apresentamos recursos contra duas decisões desfavoráveis da Receita Federal com relação a essas cobranças perante um tribunal administrativo de instância superior. O tribunal administrativo negou as duas apelações, mantendo as cobranças feitas pela Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro e afirmando que a denominada norma de porcentagem zero não é aplicável a nós. Ainda temos dois recursos em trâmite na câmara superior de recursos fiscais. Se for necessário, moveremos uma ação no nível judicial federal.

Alguns distribuidores independentes localizados em todo o Brasil moveram ações contra a Petrobras. Conjuntamente, essas ações totalizam aproximadamente R$ 821,48 milhões (US$ 394 milhões) e visam a restituição do ICMS retido desses distribuidores e cobrados por nós em favor de muitos estados, mais indenização. Acreditamos que esses impostos foram cobrados adequadamente e representam créditos válidos de impostos de valor agregado. Entretanto, em relação a essas ações, aproximadamente R$76 milhões (US$ 32 milhões) em

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liminares foram declarados contra a Petrobras em diversos tribunais locais e confiscados de nossas contas em diversas jurisdições em antecipação a sentenças favoráveis para os distribuidores. Na apelação, essas decisões foram subseqüentemente julgadas improcedentes.

Vendemos nafta importada para uma empresa denominada Braskem, ficando ressalvado que a nafta seria aplicada na produção de matérias-primas petroquímicas, ao invés de para a produção de gasolina ou diesel. Em 12 de dezembro de 2006, a Secretaria da Receita Federal lavrou um auto de infração contra nós, no valor de R$1.288 milhões (US$ 600 milhões) (incluindo juros e multas), com relação ao CIDE (Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico, um imposto sobre consumo aplicado à venda e importação de petróleo, derivados e gás natural), sobre a importação de nafta, com base em que não provamos que a nafta não foi usada para produzir gasolina ou diesel. Como emitimos as faturas pertinentes que contêm um esclarecimento de que “a nafta não será aplicada à produção de gasolina ou diesel” e considerando que a Braskem confirmou que a nafta foi usada exclusivamente em atividades petroquímicas, conforme acordado em nosso contrato, acreditamos que essas importações não sejam tributáveis. Solicitamos uma revisão do lançamento e continuaremos a apelar no nível administrativo federal e por fim no nível judicial federal, se for necessário.

Ações Ambientais

No período de 2001 a 2006, tivemos vários acidentes, alguns dos quais resultando em significativos vazamentos de óleo: 77.402 galões em 2006, 71.141 galões em 2005, 140.000 galões em 2004, 73.000 galões em 2003 e 52.000 galões em 2002. Com relação a esses acidentes, várias investigações e processos administrativos, civis e criminais ainda não foram concluídos, e os mais significativos deles estão especificados abaixo. Não podemos prever se outros processos resultarão desses acidentes ou se qualquer outro processo adicional teria um efeito desfavorável relevante para nós. Vide a Nota Explicativa 19(d) às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.

Derramamento em janeiro de 2000 — Baía de Guanabara

Em 18 de janeiro de 2000, um duto que ligava um de nossos terminais a uma refinaria na Baía de Guanabara se rompeu, provocando um derramamento de aproximadamente 341.000 galões de petróleo na Baía. Atuamos para controlar o vazamento em um esforço para impedir que o óleo ameaçasse áreas adicionais. Gastamos aproximadamente R$ 104 milhões em nossas atividades de limpeza e multas cobradas pelo IBAMA em relação a esse derramamento, e estamos sujeitos a vários processos judiciais que permanecem em trâmite como resultado do derramamento, incluindo uma ação criminal movida em 24 de janeiro de 2001 pelo Ministério Público do Estado do Rio de Janeiro. A sentença inicial declarou a ação inválida em virtude da Constituição Federal do Brasil, que permite apenas que pessoas físicas, e não pessoas jurídicas sejam responsabilizadas criminalmente. Essa decisão não pôde ser apelada. Além disso, em 30 de abril de 2002, uma decisão do tribunal determinou a conclusão do processo criminal. Apesar de essa decisão ser favorável para a Petrobras e não estar sujeita a apelação pelo autor, entramos com um recurso no Superior Tribunal de Justiça (ou STJ) para obter sentenças adicionais em nosso favor com base constitucional para estabelecer um precedente favorável.

Derramamento em julho de 2000 — Curitiba

Em 16 de julho de 2000, houve um derramamento de óleo em nossa refinaria Presidente Getúlio Vargas, localizada aproximadamente 15 milhas (24 quilômetros) de Curitiba, capital do Estado do Paraná, quando vazaram aproximadamente 1,06 milhão de galões de petróleo na área adjacente. Gastamos aproximadamente R$ 74 milhões em um esforço de limpeza e em multas aplicadas pelas autoridades do Estado do Paraná. Além disso, em relação a este derramamento:

• em 1o de agosto de 2000, o IBAMA aplicou multas no valor de R$ 168 milhões. Contestamos essas multas mas o IBAMA posteriormente as manteve. Em 3 de fevereiro de 2003, movemos uma ação para contestar essas multas e obtivemos uma liminar que nos permite buscar uma decisão para essa reivindicação sem apresentar uma garantia no valor das multas. O juiz decidiu a favor do litisconsorte desse processo com outras petições civis, e solicitamos ao Tribunal Regional Federal de Recursos (TRF) para reverter essa decisão. Atualmente estamos aguardando uma decisão final em relação a esse caso;

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• várias ações civis foram movidas contra a Petrobras, das quais a mais importante é a ação civil movida em 1o de janeiro de 2001 pelo Ministério Público Federal e pelo Ministério Público do Estado do Paraná reivindicando uma indenização de aproximadamente R$ 2.300 milhões. Em 4 de abril de 2001, apresentamos nossa resposta e ainda estamos aguardando uma decisão. No presente, os processos foram suspensos, enquanto estiverem aguardando os resultados da vistoria técnica; e

• o Ministério Público Federal instituiu uma ação criminal contra a Petrobras, nosso ex-presidente e nosso ex-superintendente da refinaria REPAR. Uma petição de habeas corpus atualmente suspendeu a ação em nosso favor e em favor de nosso ex-presidente e do ex-superintendente da refinaria REPAR. Além disso, a respeito de nosso ex-presidente e do ex-superintendente da refinaria REPAR, o STF e o STJ concluíram, cada um, seus processos criminais. O pedido de habeas corpus foi julgado pelo STJ em 2 de setembro de 2006, e o tribunal concedeu o habeas corpus para Luiz Eduardo Valente Moreira, o ex-superintendente da REPAR. Na mesma decisão, o STJ suspendeu a ação penal contra nós e nosso ex-Presidente (Henri Philippe Reichstul).

Vazamento em fevereiro de 2001 — Rios no Estado do Paraná

Em 16 de fevereiro de 2001, nosso duto Araucária-Paranaguá se rompeu em conseqüência de um movimento incomum do solo e aproximadamente 15.059 galões de óleo combustível foram derramados em vários rios localizados no Estado do Paraná. Em 20 de fevereiro de 2001, concluímos a limpeza das superfícies dos rios, recuperando aproximadamente 13.738 galões de óleo combustível. Em conseqüência do acidente:

• o Instituto Ambiental do Paraná (ou IAP) nos multou em aproximadamente R$ 150 milhões. Contestamos essa multa, e o IAP reduziu-a para R$ 90 milhões. Contestamos esta multa reduzida, mas o processo judicial foi suspenso por decisão do tribunal;

• o Ministério Público Federal e o Ministério Público do Estado do Paraná moveram uma ação civil contra a Petrobras reivindicando uma indenização de aproximadamente R$ 3,7 bilhões e para nos obrigar a tomar determinadas medidas corretivas para prevenir futuros acidentes. Em 19 de julho de 2002, apresentamos nossa resposta, mas o processo judicial foi suspenso por decisão do tribunal; e

• na ação civil apresentada pelo Ministério Público Federal, o juiz determinou que a ação deve ser enviada para o Tribunal Estadual, que tem autoridade sobre esse caso. O Ministério Público Federal apelou para o Tribunal Regional Federal. O processo está sendo conduzido pela Procuradoria Geral da República desde 21 de outubro de 2005. Apesar de o Tribunal Regional Federal ainda não ter decidido se a autoridade de fazer uma determinação pertence ao Tribunal Federal ou ao Tribunal Estadual, o juiz do Tribunal Estadual de Morretes decidiu suspender a ação;

• o Instituto Ambiental do Paraná (IAP) apresentou uma ação civil exigindo a recuperação dos danos e a indenização das pessoas para as quais os danos não podem ser recuperados, no valor de R$150 milhões. Em 5 de outubro de 2006, o juiz decidiu suspender a ação e a audiência futura, na qual os termos da vistoria planejada iam ser discutidos. Essa audiência será realizada após o julgamento pelo Tribunal Regional Federal quanto à jurisdição competente dos Tribunais Federal e Estadual; e

• a Polícia Federal do Estado do Paraná conduziu uma investigação criminal, que foi concluída.

Março de 2001 — explosão de gás e derramamento — Campo de Roncador

Em 15 de março de 2001, uma explosão de gás dentro de uma das colunas da plataforma de produção P-36, localizada no campo de Roncador (a 75 milhas da costa brasileira) resultou na morte de 11 funcionários e finalmente no naufrágio da plataforma. O acidente provocou também o derramamento de 396.300 galões de óleo no oceano. Em conseqüência do acidente:

• o Ministério Público Federal moveu uma ação em 23 de janeiro de 2002 exigindo o pagamento de R$ 100 milhões por danos ambientais, entre outras demandas. Apresentamos nossa defesa contra essas demandas e estamos aguardando uma decisão; e

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• o IBAMA aplicou uma multa de aproximadamente R$ 7 milhões. Essas multas estão sendo contestadas através de processos administrativos. Um desses processos terminou e a multa (no valor de R$ 2 milhões) foi mantida pelo IBAMA. Devemos, no futuro próximo, mover uma ação buscando o cancelamento dessa multa

Outubro de 2002 - acidente na FPSO

Em 13 de outubro de 2002, uma falta de energia na FPSO P-34, localizada nos campos de Barracuda-Caratinga, afetou o sistema de balanço de água da embarcação e fez com que a água saísse dos tanques de armazenamento localizados em um dos lados da embarcação para os tanques localizados no lado oposto levando a FPSO a adernar 40 graus. Quatro dias depois, a estabilidade da embarcação havia sido restaurada, sem vítimas ou derramamentos de óleo no mar. Como resultado da investigação desse acidente, diversas medidas para impedir acidentes similares foram incorporadas ao nosso Programa de Excelência Operacional, ou PEO. Em relação a esse acidente:

• assinamos o Termo de Ajustamento de Conduta, ou TAC, com o IBAMA, em relação às nossas atividades de produção na Bacia de Campos, de acordo com um Decreto Presidencial publicado em 12 de dezembro de 2002. No TAC, concordamos em conduzir determinadas ações na Bacia de Campos para reduzir o risco de danos ambientais;

• Após o acidente com a FPSO P-34, a Comissão Estadual de Controle Ambiental, ou CECA, aplicou uma multa de R$ 1 milhão alegando que nossa licença de exploração na Bacia de Campos tinha expirado. Esta multa está sendo contestada através de processos administrativos.

• em 16 de janeiro de 2003, o Ministério Público Federal entrou com um pedido de liminar contra a Petrobras, o IBAMA e a Agência Nacional do Petróleo, ou ANP, para contestar a validade da carta de intenções e do TAC e impedir-nos de obter junto ao IBAMA novas licenças para as nossas plataformas localizadas na Bacia de Campos. O juiz aceitou parcialmente a petição do autor referente à liminar. O tribunal suspendeu a liminar, mantendo a validade do TAC e esta decisão não está sujeita a recurso. O processo no tribunal de primeira instância continuará até que o juiz pronuncie a sentença final sobre o mérito do pleito, sentença essa que estará sujeita a futuras apelações.

Perfurações na Bacia de Campos

Em 3 de fevereiro de 2006, o IBAMA aplicou uma multa à Petrobras no valor de R$ 213,2 milhões pela realização de algumas perfurações na bacia de Campos em uma alegada violação do contrato (termo de ajustamento de conduta) assinado entre a Petrobras e o IBAMA em 11 de agosto de 2004. Em 16 de fevereiro de 2006, contestamos a multa por um processo administrativo com o IBAMA, porém, ainda nenhuma decisão foi proferida. Acreditamos que a perfuração realizada pela Petrobras na costa brasileira, incluindo a perfuração realizada na Bacia de Campos, é legítima com base na Licença de Perfuração Prévia do IBAMA, Decreto do Governo Federal de 9 de dezembro de 2002, e no contrato (termo de ajustamento de conduta) assinado entre a Petrobras e o IBAMA, que foi modificado e é válido até 30 de junho de 2007.

Poluição

Em 15 de janeiro de 1986, o Ministério Público do Estado de São Paulo e a União dos Defensores da Terra, entraram com uma ação civil pública contra a Petrobras e 23 outras empresas no Tribunal estadual de São Paulo sob a alegação de danos causados por poluição. Esta ação está entrando na fase do levantamento de provas. Embora os autores tenham alegado danos correspondentes a US$ 89.500 em uma petição inicial apresentada ao Tribunal, o Ministério Público do Estado de São Paulo declarou publicamente que US$ 800 milhões seriam, em última instância, necessários para remediar os alegados danos ambientais. O Tribunal recusou-se a declarar a responsabilidade individual e conjunta das rés, e acreditamos que será difícil determinar os danos ambientais atribuíveis a cada ré.

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PifCo

Não há litígios ou processos governamentais em trâmite, ou no conhecimento da PifCo, ameaçados contra ela ou contra qualquer uma de suas subsidiárias, que, caso sujeitas a uma sentença desfavorável, poderiam ter um efeito significativo sobre sua condição financeira ou lucratividade.

Distribuição de Dividendos

Petrobras

A tabela abaixo descreve os pagamentos de nossos dividendos nos últimos cinco exercícios fiscais, incluindo os valores pagos na forma de juros sobre o capital próprio.

Exercício Findo em 31 de dezembro de 2006 2005 2004 2003 2002 (em milhões de dólares norte-americanos)

Dividendos pagos aos acionistas ................................ 3.144 2.104 1.785 941 999 Dividendos pagos a participações minoritárias .......... 69 6 24 2 19 3.213 2.110 1.809 943 1.018

Para analisar as exigências de distribuição de dividendos mínimos da Lei das Sociedades Anônimas, consultar o Item 10. “Informações Adicionais — Estatuto Social da Petrobras — Pagamento de Dividendos e participações no Patrimônio Líquido” e o Item 10. “Informações Adicionais — Estatuto Social da Petrobras — Distribuição Obrigatória.” Podemos alterar nossa política de dividendos em qualquer momento dentro dos limites estabelecidos pelas leis brasileiras.

PifCo

Para analisar a política de distribuição de dividendos da PifCo, consultar os “Itens 111 a 118 — Contrato Social e Estatuto Social Alterado e Consolidado da PifCo — Dividendos.”

ITEM 9. A OFERTA E LISTAGEM EM BOLSAS DE VALORES

Petrobras

Mercados

Nossas ações e ADSs são listados ou cotados nos seguintes mercados:

Ações Ordinárias

Bolsa de Valores de São Paulo (BOVESPA) - São Paulo (símbolo ticker PETR3); Mercado de Valores Latinoamericanos en Euros (LATIBEX) - Madri, Espanha (símbolo ticker XPBR)

Ações Preferenciais

Bolsa de Valores de São Paulo (BOVESPA) - São Paulo (símbolo ticker PETR4); Mercado de Valores Latinoamericanos en Euros (LATIBEX) - Madri, Espanha (símbolo ticker XPBRA)

ADSs Ordinárias Bolsa de Valores de Nova York (NYSE) – Nova York (símbolo ticker PBR) ADSs Preferenciais Bolsa de Valores de Nova York (NYSE) – Nova York (símbolo ticker PBRA) Ações Ordinárias Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA) - Buenos Aires, Argentina (símbolo ticker APBR) Ações Preferenciais

Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA) - Buenos Aires, Argentina (símbolo ticker APBRA)

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Nossas ações ordinárias e preferenciais são negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo desde 1968. Nossas ADSs representando quatro ações ordinárias e nossas ADSs representando quatro ações preferenciais são negociadas na Bolsa de Valores de Nova York desde 2000 e 2001, respectivamente. O JPMorgan Chase Bank N.A. atua como depositário das ADSs ordinárias e preferenciais. Nossas ações ordinárias e preferenciais são negociadas no LATIBEX desde 2002. O LATIBEX é um mercado eletrônico criado em 1999 pela Bolsa de Valores de Madri para permitir a negociação de títulos latino americanos com denominações em euros.

Nossas ações ordinárias e preferenciais são negociadas na Bolsa de Comercio de Buenos Aires desde 27 de abril de 2006.

Informações sobre Preço

Bolsa de Valores de São Paulo

As tabelas abaixo apresentam os maiores e menores preços de venda no fechamento, em reais por ação ordinária e preferencial e o volume médio diário de negociação de ações ordinárias e preferenciais na Bolsa de Valores de São Paulo nos períodos indicados. A tabela apresenta, também, os preços em dólares americanos por ação ordinária e preferencial à taxa comercial de compra do dólar norte-americano informada pelo Banco Central do Brasil, em cada uma das datas das referidas cotações. Vide o Item 3. “Principais Informações — Taxas de Câmbio” para obter informações a respeito das taxas de câmbio aplicáveis durante os períodos definidos abaixo.

AÇÕES ORDINÁRIAS NEGOCIADAS NA BOVESPA

reais por Ação Ordinária dólares norte-americanos

por Ação Ordinária Alta Baixa Alta Baixa

Número Médio de Ações Ordinárias Negociadas por Dia

2002 ..................................................... 15,78 9,47 6,73 2,45 1.630.562 2003 ..................................................... 21,13 11,50 7,26 3,22 1.290.235 2004 ..................................................... 26,93 19,14 10,09 5,99 1.330.191 2005 ..................................................... 41,80 25,40 18,37 9,39 973.131 2006 ..................................................... 55,40 40,65 26,85 17,69 1.127.049 2005:

Primeiro Trimestre ............... 33,08 25,40 12,40 9,39 1.224.093 Segundo Trimestre ............... 31,50 26,08 13,21 10,16 894.337 Terceiro Trimestre................ 41,80 29,58 18,33 12,49 996.648 Quarto Trimestre .................. 41,30 33,31 18,37 14,82 782.600

2006: Primeiro Trimestre ............... 51,69 42,30 23,34 18,09 1.092.195 Segundo Trimestre ............... 55,40 40,65 26,85 17,69 1.212.664 Terceiro Trimestre................ 51,79 42,15 23,74 19,09 973.913 Quarto Trimestre .................. 54,49 42,69 25,51 19,72 1.241.273

2007: Primeiro Trimestre............... 55,75 44,85 26,16 21,02 1.576.872

2006: novembro .............................. 51,00 46,75 23,56 21,82 1.200.516 dezembro............................... 54,49 50,50 25,51 23,31 1.103.042

2007: janeiro.................................... 55,75 48,25 26,16 22,60 1.705.886 fevereiro ................................ 52,45 47,85 24,91 22,58 1.622.411 março..................................... 51,74 44,85 25,14 21,02 1.416.464 abril........................................ 54,49 50,75 26,80 24,89 1.154.640 maio....................................... 53,40 50,30 27,45 24,91 1.312.968

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AÇÕES PREFERENCIAIS NEGOCIADAS NA BOVESPA

reais por Ação Preferencial

dólares norte-americanos por Ação Preferencial

Alta Baixa Alta Baixa

Número Médio de Ações Preferenciais Negociadas por Dia

2002 ............................................... 15,08 8,79 6,43 2,27 4.269.481 2003 ............................................... 19,37 10,40 6,67 2,90 4.584.203 2004 ............................................... 24,47 16,80 9,17 5,26 4.825.476 2005 ............................................... 37,21 22,74 16,50 8,37 4.578.877 2006 ............................................... 49,80 36,50 23,33 15,89 6.559.601 2005:

Primeiro Trimestre ............... 28,94 22,74 10,86 8,37 4.957.720 Segundo Trimestre ............... 27,70 22,98 11,62 8,87 3.952.243 Terceiro Trimestre................ 37,01 26,03 16,25 10,84 4.638.194 Quarto Trimestre .................. 37,21 29,46 16,50 13,11 4.790.216

2006: Primeiro Trimestre ............... 47,00 38,09 21,50 16,29 6.257.082 Segundo Trimestre ............... 48,15 36,50 23,33 15,89 6.735.861 Terceiro Trimestre................ 46,25 38,14 21,26 17,20 6.058.653 Quarto Trimestre .................. 49,80 38,80 23,31 17,92 7.238.668

2007: Primeiro Trimestre............... 50,45 40,17 23,67 18,76 9.664.942

2006 novembro 45,83 42,45 21,17 19,82 7.452.290 dezembro 49,80 45,30 23,31 20,91 6.584.957 2007:

janeiro.................................... 50,45 43,35 23,67 20,31 9.388.510 fevereiro ................................ 47,30 42,60 22,46 20,18 9.860.462 março..................................... 46,14 40,17 22,46 18,76 9.768.836 abril........................................ 48,65 45,20 23,93 22,24 8.920.665 maio....................................... 47,20 44,36 24,26 21,97 9.239.191

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As tabelas abaixo apresentam os maiores e menores preços de venda no fechamento por ADSs representativas de quatro ações ordinárias e ADSs representativas de quatro ações preferenciais e o volume médio diário de negociação na Bolsa de Valores de Nova York nos períodos indicados.

ADSs ORDINÁRIAS NEGOCIADAS NA NYSE

reais por ADS representativa de

Uma Ação Ordinária

dólares norte-americanos por ADS representativa de Quatro

Ações Ordinárias


Número Médio de ADSs representativas

de Quatro Ações Ordinária Negociadas por

Dia 2002...................................................... 63,58 36,91 27,30 9,55 1.223.509 2003...................................................... 84,77 46,22 29,27 12,94 1.044.189 2004...................................................... 107,74 77,77 40,37 24,35 1.371.604 2005...................................................... 167,06 101,24 73,40 37,41 1.754.301 2006 ..................................................... 220,63 161,25 106,92 70,18 2.594.727 2005:

Primeiro Trimestre ............... 131,47 101,24 49,81 37,41 1.967.233 Segundo Trimestre ............... 126,29 104,29 52,97 41,00 1.313.044 Terceiro Trimestre................ 167,06 118,03 73,37 49,54 1.808.566 Quarto Trimestre .................. 166,45 132,48 73,40 58,95 1.941.263

2006: Primeiro Trimestre ............... 209,26 173,71 94,50 74,72 2.267.705 Segundo Trimestre ............... 220,63 161,25 106,92 70,18 3.320.289 Terceiro Trimestre................ 206,76 165,57 94,94 76,67 2.486.914 Quarto Trimestre .................. 219,96 169,98 102,99 78,51 2.298.808

2007: Primeiro Trimestre ............... 213,22 180,16 101,32 84,52 3.099.114

2006: novembro .............................. 203,79 186,40 94,15 86,98 2.131.052 dezembro............................... 219,96 203,46 102,99 93,90 1.834.865


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ADSs PREFERENCIAIS NEGOCIADAS NA NYSE

reais por ADS representativa de

Uma Ação Preferencial

dólares norte-americanos por ADS representativa de

Quatro Ações Preferenciais


Número Médio de ADSs representativas

de Quatro Ações Preferenciais

Negociadas por Dia

2002...................................................... 60,81 34,40 25,95 8,90 683.403 2003...................................................... 77,50 41,57 26,79 11,63 671.236 2004...................................................... 97,94 66,59 36,70 20,85 818.145 2005...................................................... 150,34 89,91 66,20 33,43 1.184.789 2006...................................................... 199,84 144,98 93,55 63,10 1.252.695 2005:

Primeiro Trimestre ............... 115,73 90,84 43,62 33,43 1.567.575 Segundo Trimestre ............... 110,87 89,91 46,50 35,60 904.878 Terceiro Trimestre................ 147,74 103,74 64,93 42,78 1.161.931 Quarto Trimestre .................. 150,34 118,14 66,20 52,57 1.121.729

2006: Primeiro Trimestre ............... 190,88 157,93 86,20 67,75 1.317.177 Segundo Trimestre ............... 193,04 144,98 93,55 63,10 1.612.795 Terceiro Trimestre................ 185,66 153,18 85,09 69,16 1.101.849 Quarto Trimestre .................. 199,84 154,80 93,28 71,50 979.983

2007: Primeiro Trimestre ............... 194,44 161,62 90,88 75,51 1.619.225

2006: novembro .............................. 183,77 168,87 84,90 78,80 984.610 dezembro............................... 199,84 183,05 93,28 84,48 788.195


Mercados

A Bolsa de Valores de São Paulo

No Brasil, os títulos são negociados apenas na Bolsa de Valores de São Paulo, com exceção dos títulos da dívida pública negociados eletronicamente. Se uma pessoa deseja negociar com nossas ações ordinárias ou ações preferenciais na Bolsa de Valores de São Paulo, a operação seria fechada três dias úteis após a negociação, sem reajuste do preço de compra pela inflação. De um modo geral, o vendedor deve entregar as ações para a bolsa no terceiro dia útil após a data da negociação. A entrega e o pagamento de ações são efetuados através da câmara de compensação, Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia, conhecida como CBLC.

A Bolsa de Valores de São Paulo é uma entidade sem fins lucrativos pertencente às corretoras a ela associadas. A negociação em cada bolsa é limitada às corretoras associadas, e a um determinado número de não associados. A Bolsa de Valores de São Paulo tem sessões de negociação eletrônica todo dia, das 11h00 às 18h00, horário local do Brasil, exceto durante períodos de horário de verão nos Estados Unidos. Durante os períodos de horário de verão nos Estados Unidos, as sessões são realizadas das 10h00 às 17h00, horário local do Brasil, para acompanhar o funcionamento da Bolsa de Valores de Nova York. As negociações também são conduzidas entre as 11h00 e 18h00, ou entre 10h00 e 17h00 durante os períodos de horário de verão nos Estados Unidos, através de um sistema automático denominado Sistema de Negociação Assistida por Computador da Bolsa de Valores de São Paulo. A Bolsa de Valores de São Paulo também permite negociações entre 18h45 e 19h30 (ou de 17h45 a 19h00 durante os períodos de horário de verão nos Estados Unidos) em um sistema on-line conectado a corretoras tradicionais e na Internet denominado “After Market.” As operações no After Market estão sujeitas a limites legais

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de volatilidade de preços e volume de ações negociadas através de corretoras na Internet. Não existem especialistas ou market makers oficialmente reconhecidos para nossas ações.

Visando um melhor controle da volatilidade, a Bolsa de Valores de São Paulo adotou um sistema de “circuit breaker” pelo qual as negociações podem ser suspensas por um período de trinta minutos ou por uma hora, quando os índices da Bolsa caírem abaixo dos limites de 10 ou 15%, respectivamente, em relação ao índice registrado na sessão de negociações anterior.

A liquidez da Bolsa de Valores de São Paulo é menor do que a da Bolsa de Valores de Nova York. Em 31 de dezembro de 2006, a capitalização de mercado total das 352 empresas listadas na Bolsa de Valores de São Paulo era de aproximadamente US$ 722,6 bilhões e as dez maiores empresas representavam aproximadamente 51,3% da capitalização de mercado total de todas as empresas listadas. Todas as ações em circulação de uma empresa listadas em bolsa podem ser negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo, mas na maioria dos casos, menos da metade das ações listadas estão realmente disponíveis para negociação pelo público. O restante é mantido por pequenos grupos de controladores, órgãos governamentais ou por um acionista principal.

A negociação na Bolsa de Valores de São Paulo por um detentor que não seja considerado domiciliado no Brasil (investidor não residente) para fins legais e de impostos brasileiros está sujeita a determinadas limitações previstas na legislação brasileira aplicável aos investimentos estrangeiros. Com poucas exceções, investidores não brasileiros poderão negociar na Bolsa de Valores de São Paulo de acordo com as exigências da Resolução no 2.689 de 26 de Janeiro de 2000, emitida pelo Conselho Monetário Nacional. A Resolução no 2.689 exige que os títulos detidos por investidores não-brasileiros sejam mantidos sob a custódia de, ou em contas de depósito junto a, instituições financeiras devidamente autorizadas pelo Banco Central do Brasil e pela CVM. Além disso, a Resolução no 2.689 exige que os investidores não-brasileiros restrinjam a negociação de seus títulos a operações em bolsas de valores brasileiras ou mercados de balcão qualificados. Com poucas exceções, os investidores não-brasileiros não poderão transferir a titularidade dos investimentos feitos com base na Resolução no 2.689 para outros investidores não brasileiros através de transações particulares.

O depositário brasileiro das ações ordinárias e preferenciais subjacentes às ADSs deve, em nome do depositário das ADSs, efetuar registro junto ao Banco Central do Brasil para remeter dólares norte-americanos para o exterior para fins de pagamento de dividendos, de quaisquer outras distribuições em dinheiro ou produto de vendas mediante a alienação das ações no Brasil. Caso um titular de ADSs as troque por ações ordinárias ou preferenciais, o titular terá o direito de continuar a contar com o registro da instituição depositária por um período de 5 dias úteis após a operação. Findo este período, o titular não poderá obter e remeter dólares americanos para o exterior após a alienação de ações ordinárias ou ações preferenciais ou distribuições relativas às ações ordinárias, a não ser que o titular obtenha um novo registro. Vide o Item 10. “Informações Adicionais — Controle de Câmbio” e “—Informações Adicionais — Considerações Relativas a Impostos Brasileiros — Tributação de Ganhos” para obter uma descrição dos controles de câmbio e determinados benefícios fiscais concedidos a investidores não-brasileiros que se qualifiquem de acordo com a Resolução no 2.689.

Regulamentação do Mercado Brasileiro de Valores Mobiliários

Os mercados brasileiros de valores mobiliários são basicamente regidos pela Lei no 6.385 de 7 de dezembro de 1976, e pela Lei das Sociedades Anônimas, e suas emendas e complementos posteriores, e pelas regulamentações emitidas pela CVM, órgão regulador das bolsas de valores e mercados de valores mobiliários em geral, pelo Conselho Monetário Nacional e pelo Banco Central do Brasil, que detém autoridade para licenciar corretoras e regular os investimentos estrangeiros e transações de câmbio. Essas leis e regulamentos, entre outros, determinam os requisitos de divulgação aplicáveis aos emitentes de valores mobiliários negociados, restrições relativas a operações com base em informações privilegiadas, manipulação de preços e proteção de acionistas minoritários. Determinam também o licenciamento e a supervisão das corretoras e a governança das bolsas de valores brasileiras. Entretanto, os mercados brasileiros de valores mobiliários não são tão altamente regulados e supervisionados como os mercados de valores mobiliários norte-americanos.

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, as empresas são empresas abertas, como nós, ou fechadas. Todas as empresas abertas, inclusive nós, são registradas junto à CVM e estão sujeitas a exigências de emissão de relatórios. As empresas registradas junto à CVM poderão negociar suas ações nas bolsas de valores brasileiras ou no

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mercado de balcão brasileiro. Nossas ações ordinárias e nossas ações preferenciais são listadas e negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo e poderão, também, ser negociadas particularmente, sujeito a determinadas limitações.

Para ter ações listadas na Bolsa de Valores de São Paulo, as empresas precisam solicitar um registro junto à CVM e à Bolsa de Valores de São Paulo.

Temos a opção de solicitar que a negociação de nossas ações na Bolsa de Valores de São Paulo seja suspensa antecipando um anúncio de fato relevante. A negociação poderá também ser suspensa por iniciativa da Bolsa de Valores de São Paulo ou da CVM, entre outros motivos, com base ou por acreditarem que a Empresa forneceu informações inadequadas referentes a um evento relevante ou forneceu respostas inadequadas às indagações da CVM ou da Bolsa de Valores de São Paulo.

O mercado brasileiro de balcão consiste de transações diretas entre pessoas físicas nas quais uma instituição financeira registrada junto à CVM atua como intermediário. Nenhuma solicitação especial, exceto o registro junto à CVM, é necessária para que os títulos de uma empresa de capital aberto sejam negociados nesse mercado. A CVM exige que um aviso seja entregue sobre todas as operações efetuadas no mercado de balcão brasileiro pelos intermediários.

PifCo

As ações ordinárias da PifCo não são registradas e não há mercado para elas. As Senior Notes da PifCo estão listadas na Bolsa de Valores de Luxemburgo. As Global Notes com vencimento em 2016 estão registradas na Bolsa de Valores de Nova York. Os outros títulos de dívida da PifCo não foram listados em nenhuma bolsa de valores.

ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS

Estatuto Social da Petrobras

Disposições Gerais

Somos uma empresa aberta devidamente registrada junto à CVM sob o no 951-2. O Artigo 3 do nosso Estatuto Social estabelece nosso objeto social como sendo a pesquisa, a prospecção, a extração, o processamento, o comércio e o transporte de petróleo proveniente de poços, de xisto ou de outras rochas, de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, bem como outras atividades relacionadas ou similares, tais como atividades relacionadas a energia, inclusive pesquisa, desenvolvimento, produção, transporte, distribuição, venda e comércio de todas as formas de energia, bem como outras atividades relacionadas ou similares. Podemos exercer, fora do Brasil, diretamente ou por intermédio de nossas subsidiárias, qualquer uma das atividades que integram nosso objeto social.

Qualificação de Conselheiros

A legislação brasileira estabelece que somente acionistas de uma empresa poderão ser nomeados para integrar seu conselho de administração, mas não há nenhuma participação acionária mínima nem exigência de residência para qualificação de um conselheiro. Os diretores executivos devem ser todos brasileiros natos e residentes no Brasil. Nossos conselheiros e diretores executivos estão impedidos de votar em qualquer operação que envolva empresas das quais eles detenham mais de 10% do total do capital social ou na qual tenham ocupado um cargo na administração no período imediatamente anterior à tomada de posse do respectivo cargo. De acordo com nosso estatuto social, os acionistas estipulam a remuneração total a ser paga aos conselheiros e diretores executivos. O Conselho de Administração distribui a remuneração entre seus conselheiros e diretores executivos.

Alocação de Lucro Líquido

Em cada assembléia geral ordinária, nosso conselho de administração é obrigado a recomendar como o lucro líquido referente ao exercício fiscal anterior será alocado. A Lei das Sociedades Anônimas define lucro líquido

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como o lucro depois dos impostos de renda e contribuição social do referido exercício fiscal, menos quaisquer prejuízos acumulados de exercícios sociais anteriores e de quaisquer valores alocados à participação dos administradores e funcionários em nossos lucros. De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, os valores disponíveis para distribuição de dividendos ou pagamento de juros sobre o capital próprio é igual ao lucro líquido menos quaisquer valores alocados desse lucro líquido para a reserva legal.

Somos obrigados a manter uma reserva legal, da qual devemos alocar 5% do nosso lucro líquido de cada exercício fiscal até o valor dessa reserva ser igual a 20% do nosso capital integralizado. No entanto, não somos obrigados a fazer nenhuma alocação para nossa reserva legal em um exercício fiscal no qual a reserva legal, quando adicionada às nossas outras reservas de capital estabelecidas, exceder 30% do nosso capital. A reserva legal somente pode ser utilizada para compensar prejuízos ou para aumento do capital social.

Enquanto formos capazes de efetuar a distribuição mínima obrigatória descrita abaixo, devemos alocar um valor equivalente a 0,5% do nosso capital subscrito e integralizado no final do exercício para uma reserva estatutária. Essa reserva destina-se a financiar os nossos programas de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O saldo acumulado dessa reserva não pode exceder 5% do nosso capital social subscrito e integralizado.

A legislação brasileira também prevê três alocações discricionárias do lucro líquido sujeitas à aprovação dos acionistas em assembléia geral ordinária, conforme a seguir:

• primeiro, um percentual do lucro líquido poderá ser alocado à reserva para contingências para prejuízos previstos considerados prováveis em exercícios futuros. Qualquer valor dessa forma alocado em um exercício anterior deverá ser revertido no exercício fiscal em que os motivos que justificarem a reserva deixarem de existir, ou deverá ser baixado na hipótese de o prejuízo previsto ocorrer;

• segundo, se a distribuição obrigatória exceder a soma do lucro líquido realizado em um determinado exercício, esse valor excedente poderá ser alocado para uma reserva de lucros a realizar. A Lei das Sociedades Anônimas define lucro líquido realizado como o valor que o lucro líquido excede o resultado positivo líquido dos ajustes patrimoniais e lucros ou receitas das operações cujos resultados financeiros ocorram após o término do exercício fiscal seguinte; e

• terceiro, uma parcela do nosso lucro líquido que exceder a distribuição mínima obrigatória poderá ser alocada para atender às necessidades de capital de giro e projetos de investimento, enquanto essa alocação tomar por base um orçamento de capital anteriormente aprovado por nossos acionistas. Os orçamentos de capital para mais de um exercício deverão ser revistos em cada assembléia geral ordinária.

Distribuição Obrigatória

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, o estatuto social de sociedades anônimas brasileiras poderá especificar um percentual mínimo dos valores disponíveis para distribuição por essa sociedade anônima em cada exercício fiscal que deva ser distribuído aos acionistas sob a forma de dividendos ou juros sobre o capital próprio, também denominada distribuição de dividendo obrigatória, que não poderá ser inferior a 25% do lucro líquido ajustado para o exercício fiscal. De acordo com nosso estatuto social, a distribuição de dividendo obrigatória foi fixada em um valor igual, no mínimo, a 25% do nosso lucro líquido, após as alocações para a reserva legal, reserva para contingências e reserva de lucros a realizar. Além disso, o lucro líquido não alocado às reservas acima para atender às necessidade de capital de giro e projetos de investimento conforme descrito acima ou à reserva estatutária deverá ser distribuído aos nossos acionistas sob a forma de dividendos ou juros sobre o capital próprio.

A Lei das Sociedades Anônimas, entretanto, permite que sociedades abertas, tais como a nossa, suspendam a distribuição obrigatória caso o conselho de administração e o conselho fiscal informem à assembléia geral ordinária que a distribuição é desaconselhável em vista da condição financeira da empresa. A suspensão fica sujeita à aprovação dos detentores de ações ordinárias. Nessa hipótese, o conselho de administração deve apresentar uma justificativa à CVM para a suspensão. Os lucros não distribuídos em virtude da suspensão acima mencionada serão alocados para uma reserva especial e, se não absorvidos por prejuízos subseqüentes, serão distribuídos assim que a condição financeira da empresa permitir esses pagamentos.

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Pagamento de Dividendos e Juros Sobre oCapitalPróprio

Somos obrigados pela Lei das Sociedades Anônimas e por nosso estatuto social a realizar uma assembléia geral ordinária até o quarto mês seguinte ao encerramento de cada exercício fiscal, na qual, entre outros assuntos, os acionistas têm que deliberar sobre o pagamento dos dividendos anuais. O pagamento dos dividendos anuais toma por base as demonstrações financeiras elaboradas para o exercício social pertinente.

A Lei no 9.249, de 26 de dezembro de 1995, e emendas posteriores, prevê a distribuição de juros sobre o capital próprio para os acionistas como forma alternativa de distribuição. Tais juros estão limitados à variação diária pro rata da taxa de juros TJLP, taxa de juros de longo prazo do governo brasileiro.

Podemos tratar esses pagamentos como despesa dedutível para fins de imposto de renda de pessoa jurídica e contribuição social, mas a dedução não poderá exceder o maior entre:

• 50% do lucro líquido (antes de considerar essa distribuição e quaisquer deduções de imposto de renda e de contribuições sociais sobre o lucro líquido) do período com relação ao qual o pagamento seja efetuado; ou

• 50% do lucro acumulado

Qualquer pagamento de juros sobre o capital próprio para detentores de ADSs ou ações ordinárias, quer sejam ou não residentes brasileiros, está sujeito à retenção na fonte de imposto brasileiro à alíquota de 15% ou 25%. A alíquota de 25% é aplicada se o beneficiário residir em um paraíso fiscal. Vide "Considerações sobre Impostos Brasileiros". O valor pago aos acionistas a título de juros sobre o capital próprio, líquido de qualquer imposto retido, poderá ser incluído como parte de qualquer distribuição de dividendo obrigatória. De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, somos obrigados a distribuir aos acionistas um valor suficiente para garantir que o valor líquido recebido, após pagarmos os impostos retidos na fonte aplicáveis brasileiros correspondentes à distribuição de juros sobre o capital próprio, seja no mínimo igual ao dividendo obrigatório.

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas e com nosso estatuto social, os dividendos devem, de modo geral, ser pagos no prazo de 60 dias a contar da data de sua declaração, a menos que os acionistas, mediante deliberação, estabeleçam uma outra data para pagamento, que deverá ser anterior ao encerramento do exercício fiscal no qual tiverem sido declarados os dividendos. Os valores dos dividendos devidos aos nossos acionistas estão sujeitos a encargos financeiros equivalentes à taxa SELIC (taxa de juros aplicável a certos títulos do governo brasileiro), a contar do encerramento de cada exercício fiscal até a data do efetivo pagamento desses dividendos. Os acionistas têm um prazo de três anos a contar da data de pagamento dos dividendos para reivindicar dividendos ou pagamentos de juros referentes às suas ações, após o qual o valor dos dividendos não reivindicados reverterá para nós.

Os detentores de ações preferenciais têm preferência na distribuição igual ou maior do que 5% de sua parcela proporcional do capital integralizado ou de 3% do valor contábil de suas ações com participação igual às ações ordinárias nos aumentos de capital social obtidos da incorporação de reservas e lucros.

Nosso conselho de administração poderá distribuir dividendos ou pagar juros com base nos lucros reportados em demonstrações financeiras intermediárias. O valor dos dividendos intermediários distribuídos não poderá exceder o valor de nossas reservas de capital.

Assembléias de Acionistas

Nossos acionistas têm poderes para deliberar sobre quaisquer questões referentes ao nosso objeto social e aprovar quaisquer deliberações que considerarem necessárias para a nossa proteção e desenvolvimento por meio de voto em assembléia geral.

Convocamos nossas assembléias de acionistas pela publicação de um aviso no Diário Oficial da União, Jornal do Comércio, Gazeta Mercantil e Valor Econômico. O aviso deve ser publicado, no mínimo, três vezes, com início, no mínimo, 15 dias civis antes da data prevista da assembléia. O aviso deverá conter a ordem do dia da assembléia e, no caso de uma alteração proposta ao estatuto social, uma indicação da questão. Com relação aos

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detentores de ADSs, somos obrigados a fornecer um aviso ao depositário de ADS com no mínimo 30 dias civis de antecedência da assembléia de acionistas.

O Conselho de Administração ou, em algumas situações específicas previstas na Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas, convocam nossas assembléias gerais de acionistas. Os acionistas podem ser representados em uma assembléia geral de acionistas por procurador, desde que o procurador tenha sido nomeado no prazo de um ano a contar da data da assembléia. O procurador deverá ser um acionista, um membro da nossa administração, um advogado ou uma instituição financeira. A procuração outorgada ao procurador deverá cumprir certas formalidades estabelecidas na legislação brasileira.

Para que uma assembléia geral delibere qualquer assunto de maneira válida, os acionistas que representem, no mínimo, um quarto de nossas ações ordinárias emitidas e em circulação deverão estar presentes. No entanto, no caso de uma assembléia geral para alterar nosso estatuto social, deverão estar presentes acionistas que representem, no mínimo, dois terços de nossas ações ordinárias emitidas e em circulação. Caso não haja esse quorum, o conselho poderá convocar uma segunda assembléia enviando um aviso com, no mínimo, oito dias civis de antecedência da data dessa assembléia programada de acordo com as regras de publicação descritas acima. A exigência de quorum não se aplicará à segunda assembléia, observadas certas exigências para votação de certas questões descritas abaixo.

Direitos a Voto

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas e com nosso estatuto social, cada uma de nossas ações ordinárias confere direito a voto nas assembléias gerais de acionistas. O governo brasileiro é obrigado por lei a possuir no mínimo a maioria de nossas ações com direito a voto. De acordo com nosso estatuto social, nossas ações preferenciais, de modo geral, não conferem direitos a voto.

Os detentores de ações ordinárias, que votem nas assembléias gerais, possuem poderes exclusivos para:

• alterar nosso estatuto social;

• aprovar qualquer aumento de capital além do valor do capital autorizado;

• aprovar qualquer redução de capital;

• aprovar a avaliação de quaisquer ativos utilizados por um acionista para subscrever nossas ações;

• eleger ou destituir membros do nosso conselho de administração e conselho fiscal, sujeito ao direito dos nossos acionistas titulares de ações preferenciais de eleger ou destituir um membro do nosso conselho de administração e um membro do Conselho Fiscal;

• receber as demonstrações financeiras anuais elaboradas pela nossa administração e aceitar ou rejeitar as demonstrações financeiras da administração, inclusive a alocação do lucro líquido para o pagamento do dividendo obrigatório e a alocação para várias contas de reserva;

• autorizar a emissão de debêntures, exceto a emissão de debêntures não conversíveis e sem garantias, que venham a ser aprovadas por nosso conselho de administração;

• suspender os direitos de um acionista que não tenha cumprido as obrigações impostas por lei ou por nosso estatuto social;

• aceitar ou rejeitar a avaliação de ativos contribuídos por um acionista como contraprestação pela emissão do capital social;

• aprovar deliberações para aprovar reestruturações societárias, tais como, incorporações e fusões, cisões e transformações em outro tipo societário;

• participar de grupo centralizado de sociedades;

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• aprovar a alienação do controle de nossas subsidiárias;

• aprovar a alienação de debêntures conversíveis emitidas por nossas subsidiárias e detidas por nossa empresa;

• estabelecer a remuneração da Diretoria Executiva;

• aprovar o cancelamento de nosso registro como sociedade aberta;

• Decidir sobre nossa dissolução ou liquidação;

• renunciar ao direito de subscrever ações ou debêntures conversíveis de emitidos por nossas subsidiárias ou coligadas; e

• escolher uma empresa especializada para avaliar nossas ações pelo valor econômico, no caso de cancelamento de nosso registro como sociedade aberta ou de descumprimento das regras de governança corporativa definidas por uma bolsa de valores ou entidade encarregada de manter um mercado de balcão organizado, registrado junto à CVM, para cumprir as referidas regras de governança corporativa e os contratos que vierem a ser celebrados pela nossa empresa e por essas entidades.

Salvo conforme previsto por lei de outra forma, as deliberações das assembléias gerais são aprovadas por maioria de votos dos detentores de nossas ações ordinárias. As abstenções não são consideradas.

A aprovação de detentores de, no mínimo, metade das ações ordinárias emitidas e em circulação é exigida para a prática dos seguintes atos que envolvam a nossa empresa:

• redução da distribuição do dividendo obrigatório;

• incorporação por outra empresa ou fusão com outra empresa, sujeito às condições estabelecidas na Lei das Sociedades Anônimas;

• participação em grupo de sociedades, sujeito às condições estabelecidas na Lei das Sociedades Anônimas;

• alteração do nosso objeto social, que deverá ser precedida por uma alteração em nosso estatuto social pela lei federal, já que somos controlados pelo governo e nosso objeto social é estabelecido por lei;

• interrupção do processo de liquidação;

• cisão de uma parte da nossa empresa, sujeito às condições estabelecidas na Lei das Sociedades Anônimas;

• transferência de todas as nossas ações para outra sociedade ou recebimento de ações de outra sociedade para tornar a sociedade cujas ações sejam transferidas uma subsidiária integral da referida sociedade, conhecida como incorporação de ações; e

• aprovação de nossa liquidação.

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, os seguintes atos deverão ser submetidos à aprovação das ações preferenciais em circulação afetadas de forma desfavorável antes de serem submetidos para aprovação de no mínimo metade das ações ordinárias emitidas e em circulação:

• criação de ações preferenciais ou aumento de classes existentes de ações preferenciais, sem preservar as proporções para com quaisquer outras classes de ações preferenciais, salvo conforme estabelecido no estatuto social da empresa ou conforme autorizado por ele;

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• alteração nas preferências, privilégios ou condições de resgate ou amortização de qualquer classe de ações preferenciais; e

• criação de uma nova classe de ações preferenciais com direito a condições mais favoráveis do que as classes existentes.

As deliberações sobre a transformação da nossa empresa em um outro tipo de sociedade exigem a aprovação unânime dos nossos acionistas, inclusive dos acionistas preferenciais, e uma alteração de nosso estatuto social pela lei federal.

As ações preferenciais da nossa empresa adquirirão direitos a voto caso deixemos de pagar o dividendo mínimo ao qual as referidas ações têm direito por três exercícios fiscais consecutivos. O direito a voto perdurará até que o pagamento seja efetuado. Os acionistas detentores de ações preferenciais também adquirem o direito a voto se entrarmos em processo de liquidação.

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas representativos de pelo menos 10% do capital social com direito a voto da empresa têm o direito de exigir que seja adotado um procedimento de voto cumulativo para conferir a cada ação ordinária tantos votos quantos forem os membros do conselho, e para conferir a cada ação ordinária o direito de votar cumulativamente apenas em um candidato ou de distribuir seus votos entre diversos candidatos. Além disso, os acionistas ordinários minoritários que detêm pelo menos 10% do nosso capital votante também têm o direito de nomear um membro ou destituir um membro do nosso conselho.

Os acionistas preferenciais que, isoladamente ou em grupo, detenham 10% da totalidade do nosso capital social têm o direito de eleger e/ou destituir um membro do nosso conselho de administração. Os acionistas preferenciais têm o direito de eleger separadamente um membro do nosso Conselho Fiscal.

Nosso estatuto social prevê que, independentemente do exercício dos direitos acima concedidos a acionistas minoritários, mediante um processo de votação cumulativo, o governo brasileiro terá sempre o direito de nomear a maioria dos nossos conselheiros.

Direitos Preferenciais

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, cada um de nossos acionistas tem um direito de preferência geral para subscrição de ações ou valores mobiliários conversíveis em ações em qualquer aumento de capital, proporcionalmente ao número de ações por eles detidas. Na hipótese de um aumento de capital que manteria ou aumentaria a proporção de capital representado pelas ações preferenciais, os detentores de ações preferenciais teriam o direito de preferência para subscrição somente das novas ações preferenciais recém-emitidas. Na hipótese de aumento de capital que reduziria a proporção de capital representado pelas ações preferenciais, os detentores de ações preferenciais teriam direito de preferência para subscrição de quaisquer novas ações preferenciais, proporcionalmente ao número de ações por eles detidas, bem como para subscrição de ações ordinárias somente na medida necessária para impedir a diluição de sua participação na totalidade do nosso capital.

É permitido um período de, no mínimo, 30 dias a contar da publicação do aviso da emissão de novas ações ou de valores mobiliários conversíveis em ações para o exercício do direito, sendo o referido direito negociável. De acordo com o nosso estatuto social, nosso conselho de administração pode eliminar o direito de preferência ou reduzir o período de exercício relacionado à permuta pública realizada para adquirir o controle de uma outra empresa ou em relação à oferta pública de ações ou de valores mobiliários conversíveis em ações.

Na hipótese de um aumento de capital por intermédio da emissão de novas ações, os detentores de ADSs, ações ordinárias ou ações preferenciais, exceto nas circunstâncias descritas acima, teriam o direito de preferência na subscrição de qualquer classe de nossas ações recentemente emitidas. No entanto, V.Sas. podem não ser capazes de exercer o direito de preferência relacionado às ações preferenciais subjacentes às suas ADSs, salvo se uma declaração de registro de acordo com a Lei de Mercado de Capitais de 1933 estiver em vigor a respeito desses direitos ou uma isenção das exigências de registro da Lei de Mercado de Capitais de 1933 estiver disponível. Vide o Item 3 “Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos Relacionados aos Nossos Títulos de Dívida e Títulos Patrimoniais.”

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Direitos de Retirada e Resgate

A legislação brasileira prevê que, em certas circunstâncias limitadas, um acionista tem o direito de retirar sua participação acionária da empresa e receber um pagamento pela parte da participação acionária do acionista atribuída à sua participação acionária.

Esse direito de retirada pode ser exercido por quaisquer detentores das ações ordinárias ou preferenciais afetadas de forma desfavorável caso decidamos:

• Criar ações preferenciais ou aumentar as classes existentes de ações preferenciais, sem preservar a proporção com quaisquer outras classes de ações preferenciais, ressalvado o estabelecido no estatuto social ou conforme autorizado por ele; ou

• alterar as preferências, privilégios ou condições de resgate ou amortização de qualquer classe de ações preferenciais ou criar uma nova classe de ações preferenciais com direito a condições mais favoráveis do que as das classes já existentes.

Os detentores de nossas ações ordinárias podem exercer o direito de retirada, caso a Petrobras decida:

• a incorporação por outra empresa ou fusão com outra empresa, sujeita às condições estabelecidas na Lei das Sociedades Anônimas; ou

• a participação em um grupo centralizado de empresas conforme definido na Lei das Sociedades Anônimas e sujeito às condições estabelecidas pela referida lei.

O direito de retirada também pode ser exercido por nossos acionistas dissidentes, caso a Petrobras decida:

• reduzir a distribuição de dividendo obrigatório;

• alterar nosso objeto social;

• fazer uma cisão de uma parte de nossa empresa, sujeito às condições estabelecidas na Lei das Sociedades Anônimas;

• transferir todas as nossas ações para outra sociedade ou receber ações de uma outra sociedade para tornar a sociedade cujas ações sejam transferidas, em uma subsidiária integral de nossa empresa, conhecida como incorporação de ações; ou

• adquirir o controle de uma outra sociedade, cujo preço exceda os limites estabelecidos na Lei das Sociedades Anônimas, sujeito às condições estabelecidas na referida lei.

O direito de retirada também pode ser exercido na hipótese de a empresa resultante de uma incorporação de ações, conforme descrição acima, fusão ou cisão que envolver uma empresa aberta, deixar de obter registro de empresa aberta em 120 dias a contar da assembléia de acionistas que tenha aprovado a respectiva operação.

Qualquer resgate de ações decorrente do exercício do direito de retirada será feito com base no valor contábil por ação, determinado com base no último balanço patrimonial aprovado pelos nossos acionistas. No entanto, se a assembléia de acionistas que der origem ao direito de retirada ocorrer após mais de 60 dias a contar da data do último balanço patrimonial aprovado, os acionistas podem exigir que suas ações sejam avaliadas com base em um novo balanço elaborado em uma data que caia dentro de 60 dias a contar da assembléia geral em questão. O direito de retirada prescreve em 30 dias a contar da publicação da ata da assembléia de acionistas que tiver aprovado os assuntos descritos acima. Podemos reconsiderar qualquer deliberação que acarrete um direito de retirada aos nossos acionistas dentro de 10 dias subseqüentes à expiração desses direitos, caso o reembolso das ações aos acionistas dissidentes ponha em risco nossa estabilidade financeira.

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Outros Direito de Acionistas

De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, nem o estatuto social de uma empresa nem os atos praticados em uma assembléia geral de acionistas poderão privar um acionista de alguns direitos específicos como, por exemplo, de:

• participar da distribuição de lucros;

• participar de forma igual e proporcional de quaisquer ativos residuais restantes em caso de liquidação da empresa;

• supervisionar a administração das atividades corporativas, conforme especificado na Lei das Sociedades Anônimas;

• preferência na subscrição de ações, debêntures conversíveis em ações e bônus de subscrição (exceto com relação à oferta pública desses títulos, conforme possa ser estabelecido no estatuto social); e

• retirar-se da sociedade nos casos especificados na Lei das Sociedades Anônimas.

Liquidação

Na hipótese de liquidação, os detentores de ações preferenciais têm direito de receber, antes de qualquer distribuição aos detentores de ações ordinárias, um valor igual ao capital integralizado a respeito das ações preferenciais.

Direitos de Conversão

De acordo com nosso estatuto social nossas ações ordinárias não podem ser convertidas em ações preferenciais nem as ações preferenciais podem ser convertidas em ações ordinárias.

Responsabilidade dos Nossos Acionistas por Chamadas de Capital Adicionais

A legislação brasileira e nosso estatuto social também não prevêem chamadas de capital. A responsabilidade dos nossos acionistas por chamadas de capital está limitada ao pagamento do preço de emissão das ações subscritas ou adquiridas.

Forma e Transferência

Nossas ações estão registradas em forma escritural e contratamos o Banco do Brasil para prestar todos os serviços de guarda e transferência de ações. A fim de efetuar a transferência, o Banco do Brasil faz um lançamento em seus livros, debitando à conta de ações do cedente e creditando à conta de ações do cessionário.

Nossos acionistas poderão optar, a seu critério individual, por deter suas ações por intermédio da CBLC. As ações serão incluídas no sistema da CBLC por meio de instituições brasileiras que possuam contas de compensação junto à CBLC. Nosso livro de registro de acionistas indica quais de nossas ações estão listadas no sistema da CBLC. Cada acionista participante, por sua vez, é registrado em um registro de acionistas beneficiários mantido pela CBLC e é tratado da mesma maneira que nossos acionistas registrados.

Solução de Litígios

Nosso estatuto social prevê a solução de litígios obrigatória por meio de arbitragem em conformidade com as normas da Câmara de Arbitragem do Mercado a respeito de qualquer litígio relacionado à nossa empresa, aos nossos acionistas, diretores, conselheiros e membros do conselho fiscal e que envolvam as disposições da Lei das Sociedades Anônimas, do nosso estatuto social, as normas do Conselho Monetário Nacional, do Banco Central do Brasil ou da CVM ou de qualquer outra legislação de mercados de capitais, inclusive as disposições de qualquer contrato celebrado por nossa empresa com qualquer bolsa de valores ou entidade operadora de mercado de balcão registrada na CVM em relação à adoção de práticas de governança corporativa diferenciadas.

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Contudo, as decisões do governo brasileiro, conforme exercidas por meio de votação em qualquer assembléia geral de acionistas, não estão sujeitas a esse procedimento de arbitragem, de acordo com o artigo 238 da Lei das Sociedades Anônimas.

Restrições a Negociações com Partes Ligadas

Nosso acionista controlador, o governo brasileiro, e os membros do nosso conselho de administração, diretoria executiva e conselho fiscal são obrigados a, em conformidade com o nosso estatuto social:

• não operar com nossos títulos no período de um mês que antecede qualquer encerramento de exercício fiscal até a data em que nossas demonstrações financeiras sejam publicadas ou no período entre a deliberação corporativa de aumento ou redução de nosso capital social, distribuir dividendos ou ações e emitir qualquer título até a data em que os respectivos comunicados ao público sejam publicados; e

• comunicar à Petrobras e à bolsa de valores seus planos de negociação periódicos em relação aos nossos títulos, se houver, inclusive qualquer alteração ou inadimplemento dos referidos planos. Caso a comunicação seja um plano de investimento ou de alienação, a freqüência e as quantidades planejadas deverão estar incluídas.

Restrições a Detentores Não Brasileiros

Os detentores não brasileiros não enfrentam nenhuma restrição legal quanto à titularidade de nossas ações ordinárias ou preferenciais ou das ADSs com base em nossas ações ordinárias ou preferenciais, e fazem jus a todos os direitos e preferências relacionados às referidas ações ordinárias ou preferenciais, conforme o caso.

Contudo, a capacidade de converter em moeda estrangeira os pagamentos de dividendo e o produto da venda de ações ordinárias ou preferenciais ou direitos de preferência e de remeter esses valores para o fora do Brasil está sujeita a restrições nos termos da legislação de investimentos estrangeiros que exige, em geral, entre outras coisas, o registro do investimento pertinente junto ao Banco Central do Brasil. Contudo, qualquer detentor não brasileiro que efetuar um registro junto à CVM em conformidade com a Resolução no 2.689 poderá comprar e vender títulos na Bolsa de Valores de São Paulo independentemente da obtenção de certificado de registro separado para cada transação.

Além disso, o Anexo III do Regulamento no 1.289 do Conselho Monetário Nacional, e alterações posteriores, conhecidos como Regulamentos do Anexo III, permite que as sociedades brasileiras emitam depositary receipts em mercados estrangeiros. Atualmente possuímos um programa de ADR para nossas ações ordinárias e preferenciais devidamente registradas junto à CVM e ao Banco Central do Brasil. O produto da venda das ADSs pelos detentores fora do Brasil está isento de controles de investimento estrangeiro brasileiros.

Transferência de Controle

De acordo com a legislação brasileira e o nosso estatuto social, o governo brasileiro é obrigado a deter no mínimo a maioria das ações com direito a voto. Portanto, qualquer alteração em nosso controle exigiria a alteração da legislação aplicável.

Divulgação de Participações Acionárias

A legislação brasileira exige que qualquer pessoa ou grupo de pessoas que representem os mesmos interesses, que tenham direta ou indiretamente adquirido ou vendido uma participação correspondente a 5% do total do número de ações de qualquer espécie ou classe, deverão divulgar sua participação acionária ou alienação do investimento à CVM e à Bolsa de Valores de São Paulo. Além disso, uma declaração que contenha as informações exigidas deverá ser publicada em jornais. Qualquer aumento ou redução subseqüente em 5% ou mais da titularidade de ações de qualquer tipo ou classe deverá ser divulgado de maneira similar.

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Contrato Social e Estatuto Social da PifCo

Registro

A PifCo é uma sociedade de responsabilidade limitada, isenta, constituída nas Ilhas Cayman de acordo com a Lei de Sociedades, e suas emendas posteriores, e com número de registro de empresas 76600. A PifCo registrou-se e apresentou seus Contrato e Estatuto Social junto ao Agente de Registro de Sociedades em 24 de setembro de 1997. A sociedade adotou e revisou o contrato e estatuto social alterado e consolidado por uma deliberação extraordinária do único sócio em 7 de maio de 2007. A PifCo foi inicialmente constituída com o nome de Brasoil Finance Company, nome esse alterado por deliberação extraordinária de seus acionistas para Petrobras International Finance Company em 25 de setembro de 1997. A última alteração ao Contrato Social e Estatuto Social da PifCo ocorreu em 7 de maio de 2007, para aumentar o capital social e alterar o objeto declarado de PifCo.

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Objetos e Fins

O Contrato e Estatuto Social da PifCo conferem poder e autoridade plenos à PFCo para a condução de negócios de comercialização, venda, financiamento, compra, armazenagem e transporte de petróleo, gás natural e todos os hidrocarbonetos e respectivos subprodutos e de eventuais atividades relacionadas a isso.

Com relação à legislação das Ilhas Cayman, a PifCo não pode conduzir negócios nas Ilhas Cayman, a não ser para promoção de negócios realizados fora das Ilhas Cayman.

Conselheiros

Os conselheiros podem votar em relação a uma proposta, acordo ou contrato em que tenham interesse. Contudo, tais conselheiros devem declarar a natureza de seu interesse em reunião de conselheiros. Se os conselheiros interessados declararem seu interesse, seus votos serão contados e eles serão contados no quórum da referida reunião.

Os conselheiros podem, em nome da PifCo, exercer seus poderes de tomada de empréstimo, de emissão de títulos de dívida e de hipotecar ou onerar qualquer empreendimento ou propriedades da PifCo e, em geral, são responsáveis pela administração e gerenciamento diários da companhia.

Os conselheiros não são obrigados a possuir ações.

Direitos e Obrigações dos Acionistas

Dividendos

Os acionistas podem declarar dividendos em uma assembléia geral, mas os dividendos não podem exceder o valor recomendado pelos conselheiros. Os conselheiros podem pagar dividendos intermediários aos acionistas e podem, antes de recomendar qualquer dividendo, separar reservas dos lucros. Os conselheiros podem, a seu critério, investir essas reservas ou aplicá-las em negócios da PifCo.

Os dividendos podem ser pagos em dinheiro ou espécie, mas só podem ser pagos a partir dos lucros ou, sujeitos a certas restrições da legislação das Ilhas Cayman, de uma conta de reserva de ágio.

Direitos a Voto

A votação pode ser realizada em assembléia geral pelo método de levante de mãos ou por apuração de votos. No voto pelo método de levante de mãos, cada acionista ou acionista representado por procuração tem um voto. No voto pelo método de apuração de votos, cada acionista ou acionista representado por procuração tem um voto por cada ação que possui.

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Os conselheiros são eleitos por deliberação ordinária dos acionistas em assembléias gerais ou por uma deliberação dos conselheiros. Os acionistas não terão direito a voto em uma assembléia geral a menos que as chamadas de capital ou outros valores pagáveis sobre suas ações tiverem sido pagos. Em lugar de votar sobre algum assunto em uma assembléia geral, os acionistas com direito a voto em relação a esse assunto podem adotá-lo assinando uma deliberação por escrito.

Resgate

A PifCo pode emitir ações, que forem passíveis de resgate pela própria PifCo ou por seus acionistas, nos termos e da forma que os Conselheiros vierem a determinar antes da emissão dessas ações. A PifCo poderá recomprar suas próprias ações nos termos e da forma que os Conselheiros vierem a determinar e concordar com o acionista pertinente.

Direitos dos Acionistas em Caso de Liquidação

Se a PifCo for liquidada, o liquidante pode (de acordo com uma deliberação em assembléia ordinária):

• estipular um valor justo dos ativos da PifCo, dividir todo ou parte dos ativos da PifCo entre os acionistas e determinar como os ativos serão divididos entre os acionistas ou classes de acionistas; e

• conferir a fiduciários todos ou parte dos ativos da PifCo.

Os acionistas não serão obrigados a aceitar títulos sobre os quais exista um passivo.

Chamadas para Integralização de Ações

Os conselheiros podem fazer chamadas de capital aos acionistas com relação a valores a pagar sobre suas ações. Cada acionista deverá pagar à empresa os valores da chamada das referidas ações.

Alteração dos Direitos dos Acionistas

Os acionistas podem alterar os direitos de sua classe de ações mediante:

• a obtenção de consentimento por escrito de três quartos dos acionistas dessa mesma classe; ou

• a aprovação de uma deliberação extraordinária em uma assembléia de acionistas dessa mesma classe.

Não existem limitações gerais com relação aos direitos de posse de ações especificadas pelo estatuto social.

Assembléias Gerais

Uma assembléia pode ser convocada:

• pelos conselheiros em qualquer tempo; ou

• por dois acionistas quaisquer que detiverem no mínimo 10% do capital acionário com direito a voto integralizado da PifCo, mediante solicitação por escrito.

O aviso de assembléia geral é enviado a todos os acionistas.

Todos os negócios discutidos fora de uma assembléia geral são considerados negócios especiais, salvo:

• a aprovação de um dividendo;

• consideração de contas, balanços patrimoniais e relatório ordinário dos conselheiros e auditores;

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• nomeação e destituição de conselheiros: e

• determinação da remuneração dos auditores.

É necessário o consentimento unânime dos acionistas para discutir negócios especiais em uma assembléia, a não ser que um aviso sobre o negócio especial tenha sido incluído no aviso da assembléia. Exige-se a presença de um quorum de acionistas em qualquer assembléia para a discussão de negócios. Um ou mais acionistas que detiverem, no mínimo, a maioria das ações da PifCo que estiverem presentes pessoalmente ou representados por procuração é um quorum.

De acordo com a legislação das Ilhas Cayman, não existem exigências para convocar uma assembléia ordinária ou qualquer assembléia geral de acionistas. Os conselheiros têm permissão para designar qualquer assembléia geral de acionistas como assembléia geral ordinária.

Responsabilidade dos Acionistas

Em circunstâncias normais, a responsabilidade de qualquer acionista para com a PifCo limita-se ao valor que esse acionista concordou em pagar em relação à subscrição de suas ações.

Alterações no Capital

A PifCo pode aumentar seu capital acionário por deliberação ordinária. As novas ações ficarão sujeitas a todas as disposições às quais as ações originais estão sujeitas.

A PifCo poderá, também, em deliberação ordinária:

• consolidar e dividir todo ou parte de seu capital acionário em ações de maior valor do que o valor das ações existentes;

• converter todas ou parte de suas ações integralizadas em títulos de participação no capital e reconverter os referidos títulos em ações integralizadas de qualquer denominação;

• subdividir as ações existentes em ações de menor valor, sujeita às disposições da Seção 13 da Lei de Sociedades; e

• cancelar quaisquer ações que na data da deliberação não sejam detidas, ou concordadas em ser detidas, por qualquer pessoa, e diminuir o valor de seu capital acionário pelo valor das ações dessa forma canceladas.

A PifCo pode reduzir seu capital acionário e qualquer reserva de resgate de capital por deliberação extraordinária de acordo com disposição pertinente da legislação das Ilhas Cayman.

Indenização

Os conselheiros e diretores da PifCo são indenizados com os ativos e recursos da companhia contra todas ações, processos, custos, encargos, despesas, perdas, danos ou responsabilidades que incorrerem ou sofrerem a respeito da condução dos negócios ou assuntos da PifCo na execução de seus respectivos deveres, poderes, autoridades ou critérios. De acordo com o Contrato Social da PifCo, os conselheiros e diretores são isentos de toda responsabilidade para com a PifCo, salvo no caso de prejuízos que decorram como resultado da desonestidade própria de referida parte.

Contas

As contas relativas a assuntos da PifCo são mantidas na forma em que os conselheiros vierem a determinar de tempos em tempos e podem ser auditadas na forma em eles vierem a determinar de tempos em tempos. Contudo, não há nenhuma exigência relativa à legislação das Ilhas Cayman em fazer a auditoria das contas da PifCo.

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Alteração do Contrato Social

A PifCo poderá, por deliberação extraordinária dos acionistas, alterar seu contrato e estatuto social.

Transferência para fora da Jurisdição

A PifCo poderá, por deliberação extraordinária dos acionistas, transferir da jurisdição das Ilhas Cayman para qualquer outra jurisdição que permita tal transferência.

Contratos Relevantes

Petrobras

Contratos de Concessão com a ANP

Conforme previsto na Lei do Petróleo, tivemos garantidos por um período de 27 anos, a partir da declaração de viabilidade comercial, nosso direito exclusivo de exploração das reservas de petróleo em todos os campos que já se encontravam com a produção iniciada. Além disso, a Lei do Petróleo estabeleceu normas de procedimento para que nossa empresa pudesse alegar direitos de exclusividade de exploração por um período de até três anos, o qual foi, posteriormente, prorrogado para cinco anos com relação às áreas nas quais que pudéssemos demonstrar que já tínhamos “estabelecido prospecção”. No caso de obtermos sucesso com a perfuração nesse período de exploração, poderíamos reivindicar direitos de desenvolvimento. Para sustentar nossa reivindicação de explorar e desenvolver essas áreas, tivemos que demonstrar que dispúnhamos da capacidade financeira necessária para conduzir essas atividades, individualmente ou por intermédio de acordos de cooperação.

Em 6 de agosto de 1998, celebramos contratos de concessão com a ANP relativos a 397 blocos, sendo 231 áreas de produção, 115 áreas de exploração e 51 áreas de desenvolvimento. Em maio de 1999, devolvemos 26 áreas de exploração dentre os 115 que foram inicialmente concedidas à nossa empresa pela ANP, e obtivemos uma prorrogação do período de exploração exclusiva de três a cinco anos com relação a 34 áreas de exploração, totalizando 44,0 milhões de acres (178.033 quilômetros quadrados), e de três a seis anos, com relação a duas áreas de exploração, totalizando 7,3 milhões de acres (29.415 quilômetros quadrados).

As áreas das concessões não concedidas à nossa empresa pela ANP foram e continuarão sendo concedidas por intermédio de leilões públicos conduzidos pela ANP. Nos oito leilões realizados até agora, adquirimos direitos de concessão que foram formalizados por 459 contratos de concessão. Também deve ser esclarecido que 305 desses contratos de referem a áreas nas quais já estamos conduzindo atividades de exploração e 154 se referem a áreas nas quais temos direitos de exploração.

Apesar de já termos adquirido também o direito de assinar contratos para 21 novas áreas de concessão na Rodada de Licitação 8, os contratos de concessão relacionados a isso ainda não foram assinados em virtude de uma liminar concedida em novembro de 2006 pelos Tribunais brasileiros para suspender a licitação. Vide o Item 4 "Informação sobre a Empresa - Exploração, Desenvolvimento e Produção - Atividades de Exploração - Rodadas de Licitação de Exploração.”

De acordo com a Lei do Petróleo e com nossos contratos de concessão com a ANP, somos obrigados a pagar o seguinte:

• bônus de assinatura;

• royalties;

• encargo de participação especial; e

• pagamento pela ocupação ou retenção de áreas.

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Os bônus de assinatura mínimos são publicados nas normas de licitação das concessões que estão sendo leiloadas, porém, o valor real tem como base o valor constante da proposta vencedora e terá que ser pago no ato da assinatura do contrato de concessão. Os aluguéis pela ocupação ou retenção das áreas de concessão são também estabelecidos nas normas de licitação relacionada, devendo ser pagos anualmente. Para analisar a discussão sobre royalties, imposto de participação especial e aluguéis, consultar o Item 5 “Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras - Efeito dos Impostos sobre nosso Lucro”.

A respeito dos campos em terra, a Lei do Petróleo também exige que paguemos ao proprietário do terreno uma taxa de participação que varia entre 0,5% e 1,0% das receitas operacionais líquidas derivadas da produção do campo.

Para obter informações relacionadas a outros contratos relevantes, consultar o Item 4, “Informações sobre a Empresa” e o Item 5 “Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras.”

PifCo

Para obter a descrição dos acordos relevantes da PifCo, consultar “— Senior Notes da PFCo”, “— Global Notes da PIFC0” e “— Venda de Recebíveis Futuros.”

As declarações que constam neste relatório anual com relação ao teor de qualquer contrato ou de outro documento não são necessariamente completas e, no caso de o contrato ou o outro documento ser anexo do relatório anual, cada uma dessas declarações está qualificada em todos os aspectos pelas disposições do contrato real ou de outros documentos.

Controles Cambiais Petrobras

Não há restrições quanto à titularidade das ações ordinárias ou preferenciais por pessoas físicas ou jurídicas domiciliadas fora do Brasil.

O direito de converter pagamentos de dividendos e o produto da venda de ações em moeda estrangeira e de remeter esses valores para fora do Brasil poderá estar sujeito a restrições nos termos da legislação sobre investimento estrangeiro que, em geral, exige, entre outras coisas, que os investimentos pertinentes sejam registrados junto ao Banco Central do Brasil. Caso quaisquer restrições sejam impostas à remessa de capital estrangeiro para o exterior, elas poderiam prejudicar ou impedir a CBLC, na qualidade de custodiante das ações ordinárias e preferenciais representadas pelas American Depositary Shares, ou os detentores registrados que tenham trocado as American Depositary Shares por ações ordinárias ou ações preferenciais, de converter dividendos, distribuições ou o produto de qualquer venda das referidas ações ordinárias ou ações preferenciais, conforme o caso, em dólares norte-americanos e remeter esses dólares para o exterior.

Os investidores estrangeiros poderão registrar seu investimento de acordo com a Lei no 4.131 de 3 de setembro de 1962 ou da Resolução no 2.689. O registro de acordo com a Resolução no 2.689 confere tratamento fiscal favorável a investidores estrangeiros que não residam em um paraíso fiscal, conforme definição contida na legislação tributária brasileira. Vide “Considerações sobre Impostos Brasileiros”

Nos termos da Resolução no 2.689, os investidores estrangeiros poderão investir em quase todos os ativos financeiros e participar de quase todas as transações disponíveis nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, desde que certas exigências sejam cumpridas. De acordo com a Resolução no 2.689, a definição de investidor estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivo, com residência, sede ou domicílio no exterior.

De acordo com a Resolução no 2.689, o investidor estrangeiro deverá:

• nomear pelo menos um representante no Brasil com poderes para praticar atos em relação ao seu investimento;

• nomear um custodiante autorizado no Brasil para seus investimentos;

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• obter registro na qualidade de investidor estrangeiro junto à CVM; e

• obter registro de seu investimento estrangeiro junto ao Banco Central do Brasil.

Os títulos e outros ativos financeiros detidos por um investidor de acordo com a Resolução no 2.689 deverão ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de instituição devidamente licenciada pelo Banco Central do Brasil ou pela CVM. Além disso, qualquer transferência de títulos detidos de acordo com a Resolução no 2.689 deverá ser realizada em bolsas de valores ou por intermédio de mercados de balcão organizados licenciados pela CVM, salvo as transferências resultantes de uma reestruturação societária, ou na ocorrência de morte de um investidor, por força de lei ou de testamento.

Os detentores de American Depositary Shares que não registraram seu investimento junto ao Banco Central do Brasil podem ser afetados de forma desfavorável por atrasos ou recusas na concessão de qualquer aprovação do governo necessária para conversões de pagamentos efetuados em reais e remessas para o exterior desses valores convertidos.

Os Regulamentos do Anexo III prevêem a emissão de depositary receipts nos mercados estrangeiros a respeito de ações de emissores brasileiros. O depositário das ADSs obteve junto ao Banco Central do Brasil um certificado de registro eletrônico a respeito do nosso programa de ADR existente. De acordo com o registro, o custodiante e o depositário poderão converter dividendos e outras distribuições em relação às ações pertinentes representadas por ADSs em moeda estrangeira e remeter o produto para o fora do Brasil. Após o fechamento de uma oferta internacional, o certificado de registro eletrônico será alterado pelo depositário a respeito das ADSs vendidas na oferta internacional e será mantido pelo custodiante brasileiro em relação às ações pertinentes em nome do depositário.

Na hipótese de um detentor de ADSs trocar as ADSs pelas ações subjacentes, o detentor terá o direito de continuar a confiar no registro eletrônico por cinco dias úteis a contar da troca. Subseqüentemente, a menos que as ações pertinentes sejam detidas de acordo com a Resolução no 2.689 por um investidor devidamente registrado, ou um detentor das ações pertinentes solicitar e obter um novo certificado de registro junto ao Banco Central do Brasil, o detentor não poderá converter em moeda estrangeira e remeter para fora do Brasil o produto da alienação ou das distribuições das ações pertinentes e o detentor, caso não seja registrado nos termos da Resolução no 2.689, ficará sujeito a um tratamento fiscal brasileiro menos favorável do que o dispensado a um detentor de ADSs. Além disso, caso o investidor estrangeiro resida em um "paraíso fiscal", o investidor também estará sujeito a um tratamento fiscal menos favorável. Vide o Item 3 “Principais Informações – Fatores de Risco - Riscos Relativos aos Nossos Títulos de Dívida e Títulos Patrimoniais.” e “— Considerações Fiscais Brasileiras.”

PifCo

Não existem:

• leis, decretos ou regulamentos do governo nas Ilhas Cayman que restrinjam a exportação ou importação de capital, inclusive de dividendo e de outros pagamentos a detentores de títulos que não residam nas Ilhas Cayman, desde que esses titulares não residam em países sujeitos a certas sanções pelas Nações Unidas ou pela União Européia, nem

• limitações no direito de titulares não residentes ou estrangeiros impostos pela legislação da Ilhas Cayman ou pelo Contrato Social da PFICo de deter ações da PifCo ou votar.

Tributação Relativa às nossas ADSs e ações ordinárias e preferenciais

O resumo a seguir contém uma descrição de considerações relevantes sobre imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos que podem ser pertinentes à compra, titularidade e alienação de ações preferenciais ou ordinárias ou de ADSs por um titular. Este resumo não descreve nenhuma conseqüência tributária que possa surgir de acordo com a legislação de qualquer estado, município ou jurisdição tributária além da legislação do Brasil e dos Estados Unidos.

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Este resumo tem como base a legislação tributária do Brasil e dos Estados Unidos vigente na data deste relatório anual e que está sujeita a mudanças (possivelmente com efeito retroativo). Este resumo também tem como base as declarações do depositário e a assunção de que as obrigações contidas no contrato de depósito e em qualquer documento relacionado serão cumpridas de acordo com seus respectivos termos.

Esta descrição não é uma descrição abrangente de todas as considerações tributárias que possam ser pertinentes a qualquer investidor específico, inclusive considerações tributárias originadas de regras de aplicação em geral a todos os contribuintes ou a certas classes de investidores, ou que se presume, em geral, que os investidores conheçam. Os possíveis compradores de ações ordinárias ou preferenciais ou de ADSs devem consultar seus conselheiros fiscais a respeito das conseqüências tributárias da aquisição, titularidade e alienação de ações ordinárias ou preferenciais ou de ADSs.

Não existe um tratado de imposto de renda entre os Estados Unidos e o Brasil. Nos últimos anos, as autoridades fiscais do Brasil e dos Estados Unidos tiveram discussões que podem resultar no referido tratado. Porém, não podemos prever se ou quando um tratado entrará em vigor ou de que forma ele afetará os titulares norte-americanos de ações ordinárias ou preferenciais ou de ADSs.

Considerações sobre Impostos Brasileiros

Disposições Gerais

A discussão a seguir resume as conseqüências tributárias brasileiras relevantes da aquisição, titularidade ou alienação de ações ordinárias ou preferenciais ou ADSs, conforme for o caso, por um titular que não seja domiciliado no Brasil, denominado também titular não brasileiro, para fins de tributação brasileira e, no caso de um titular de ações preferenciais ou ordinárias que tenha registrado seu investimento em ações preferenciais ou ordinárias no Banco Central do Brasil como investimento em dólares dos Estados Unidos.

De acordo com as leis brasileiras, os investidores podem investir em ações preferenciais ou ordinárias de acordo com a Resolução no 2.689 ou com a Lei nº 4.131 de 3 de setembro de 1962. Os investimentos em conformidade com a Resolução no 2.689 proporcionam um tratamento fiscal favorável para investidores estrangeiros que não residam em uma jurisdição em paraíso fiscal. As normas da Resolução no 2.689 permitem que os investidores estrangeiros invistam em quase todos os instrumentos e participem de quase todas as transações disponíveis nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, desde que sejam cumpridas certas exigências. De acordo com a Resolução no 2.689, a definição de investidor estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivo, com residência, sede ou domicílio no exterior.

De acordo com esta norma, os investidores estrangeiros devem: (1) nomear pelo menos um representante no Brasil com poderes para praticar atos relacionados a um investimento estrangeiro. (2) preencher o formulário apropriado para registro de investidor estrangeiro; (3) registrar-se como investidor estrangeiro junto à CVM; e (4) registrar o investimento estrangeiro junto ao Banco Central do Brasil.

Os títulos e outros ativos financeiros detidos por um investidor estrangeiro de acordo com a Resolução nº 2.689 deverão ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de uma instituição devidamente licenciada pelo Banco Central do Brasil ou pela CVM. Além disso, a negociação de títulos fica restrita às operações executadas em bolsas de valores ou em mercados de balcão organizados e licenciados pela CVM.

Tributação de Dividendos

Os dividendos que pagamos, inclusive dividendos de ações e outros dividendos pagos em bens ao depositário em relação às ADSs, ou a um titular que não seja brasileiro em relação às ações preferenciais ou ordinárias, atualmente estão sujeitos a retenção de imposto na fonte no Brasil.

Devemos pagar aos nossos acionistas (inclusive aos titulares de ações ordinárias ou preferenciais ou ADSs) juros sobre o valor dos dividendos pagáveis a eles, à taxa SELIC (a taxa de juros aplicável a certos títulos do governo brasileiro), a partir do final de cada exercício fiscal até a data do pagamento efetivo desses dividendos.

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Esses pagamentos de juros são considerados como renda fixa e estão sujeitos à retenção de imposto na fonte a taxas variáveis dependendo do período de incidência dos juros. A taxa de juros varia de 15%, no caso de juros acumulados por um período maior que 720 dias, a 22,5%, no caso de juros acumulados por um período de até 180 dias. Porém, os detentores de ADSs e os detentores de ações preferenciais ou ordinárias que não residem nem são domiciliados em jurisdições de paraíso fiscal (consultar “— Beneficiários Residentes ou Domiciliados em Jurisdições de Paraíso Fiscal ou de Baixa Tributação”) investindo de acordo com a Resolução no 2689 estão sujeitos à retenção de imposto retido na fonte a uma taxa reduzida, atualmente de 15%.

Tributação sobre Juros sobre o capital próprio

Qualquer pagamento de juros sobre patrimônio líquido (consultar “— Estatuto Social da Petrobras — Pagamento de Dividendos e Juros sobre Patrimônio Líquido”) a detentores de ADSs ou de ações preferenciais ou ordinárias, sejam eles residentes brasileiros ou não, está sujeito ao imposto de renda retido na fonte no Brasil a uma alíquota de 15% na ocasião em que registrarmos esse passivo, seja o pagamento efetivo realizado nessa ocasião ou não. No caso de residentes que não sejam brasileiros e que residam em uma jurisdição de paraíso fiscal, a alíquota de imposto de renda retido na fonte aplicável é de 25% (consultar “—Beneficiários Residentes ou Domiciliados em Jurisdições de Paraíso Fiscal ou de Baixa Tributação”). O pagamento de juros pela taxa SELIC que é aplicada a pagamentos de dividendos se aplica igualmente a pagamentos de juros sobre o capital próprio. A determinação de se faremos ou não distribuições na forma de juros sobre o capital próprio ou na forma de dividendos é feita por nosso conselho de administração na ocasião em que as distribuições tiverem que ser feitas. Não podemos determinar como nosso conselho de administração fará essas determinações em relação a distribuições futuras.

Tributação de Ganhos

Para fins de tributação brasileira, há dois tipos de detentores não brasileiros de ADSs ou de ações preferenciais ou ordinárias: (1) detentores brasileiros não residentes nem domiciliados em uma jurisdição de paraíso fiscal (consultar “— Beneficiários Residentes ou Domiciliados em Jurisdições de Paraíso Fiscal ou de Baixa Tributação”), e que, no caso de detentores de ações preferenciais ou ordinárias, estejam registrados perante o Banco Central do Brasil e a CVM para investir no Brasil de acordo com a Resolução no 2.689; e (2) outros detentores não brasileiros; que incluem todas e quaisquer pessoas não residentes no Brasil e que invistam em títulos patrimoniais de empresas brasileiras através de quaisquer outros meios (inclusive de acordo com a Lei no 4.131 de 1962) e todos os tipos de investidores que estejam situados em jurisdições de paraíso fiscal. Os investidores identificados na cláusula (1) acima estão sujeitos a tratamento tributário favorável no Brasil, de acordo com a descrição abaixo.

De acordo com a Lei no 10.833, datada de 29 de dezembro de 2003, os ganhos de capital realizados com a alienação de ativos localizados no Brasil, por residentes não brasileiros, sejam eles para outros não residentes ou não, ou feitos fora ou dentro do Brasil, estão sujeitos a tributação no Brasil a uma alíquota de 15% (uma alíquota de 25% é aplicada se forem realizados por investidores residentes em uma jurisdição de paraíso fiscal, ou seja, em um país que não imponha imposto de renda ou que imponha imposto a uma alíquota máxima de menos de 20%.). Entendemos que as ADSs não se enquadram dentro da definição de ativos tangíveis localizados no Brasil para os fins desta lei, mas até agora não houve nenhum pronunciamento das autoridades fiscais nem regulamentos judiciais a esse respeito. Portanto não podemos prever se esse entendimento prevalecerá nos tribunais do Brasil.

O depósito de ações preferenciais ou ordinárias em troca de ADSs pode estar sujeito a ganhos de capital no Brasil a uma taxa de 15%, se o valor previamente registrado junto ao Banco Central do Brasil como investimento estrangeiro em ações preferenciais ou ordinárias for inferior:

(1) ao preço médio por ação preferencial ou ordinária em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior número de ações desse tipo for vendido no dia do depósito; ou

(2) se nenhuma ação preferencial ou ordinária tiver sido vendida nesse dia, o preço médio na bolsa de valores brasileira na qual o maior número de ações preferenciais ou ordinárias tiver sido vendido nas 15 sessões de negociação que tiverem precedido imediatamente esse depósito. Nesse caso, a diferença entre o valor previamente registrado e o preço médio das ações preferenciais ou ordinárias calculado como o mencionado acima, será considerado ganho de capital. Os investidores registrados de acordo com a Resolução no 2.689 e que não estejam

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localizados em uma jurisdição de paraíso fiscal estão isentos desse tipo de tributação. A retirada de ADSs em troca de ações preferenciais ou ordinárias não está sujeita à tributação brasileira. Ao receber as ações preferenciais ou ordinárias subjacentes, o detentor não brasileiro registrado de acordo com a Resolução no 2.689 terá direito de registrar o valor em dólar norte-americano dessas ações junto ao Banco Central do Brasil conforme descrito abaixo em “Capital Registrado.”

Os detentores não brasileiros não estão sujeitos a tributação no Brasil sobre ganhos realizados em vendas de ações preferenciais ou ordinárias para detentores não brasileiros que ocorram no exterior.

Os detentores não brasileiros que não estiverem localizados em uma jurisdição de paraíso fiscal estão sujeitos ao imposto de renda tributado a uma alíquota de 15% sobre ganhos realizados em vendas ou trocas de ações preferenciais ou ordinárias que ocorram no Brasil ou com um residente do Brasil, exceto em relação às operações nas bolsas de valores, de futuros ou de commodities brasileiras. Com relação ao produto de um resgate ou distribuição de liquidação a respeito de ações preferenciais ou ordinárias, a diferença entre o valor efetivamente recebido pelo acionista e o valor da moeda estrangeira registrado junto ao Banco Central do Brasil, contabilizado em reais pela taxa de câmbio comercial na data de resgate ou distribuição de liquidação, estará também sujeita a imposto de renda a uma alíquota de 15%, considerando que essas operações são tratadas como venda ou troca não realizada em bolsas de valores, de futuro e de commodities brasileiras.

Os ganhos realizados decorrentes de operações nas bolsas de valores, de futuro ou de commodities brasileiras por um investidor registrado de acordo com a Resolução no 2.689 que não esteja localizado em uma jurisdição de paraíso fiscal, estão isentas de imposto de renda brasileira. De outra forma, os ganhos realizados em operações relacionadas a bolsas de valores, de futuro ou de commodities estão sujeitos ao imposto de renda a uma alíquota de 20%.

Portanto, os detentores não brasileiros estão sujeitos ao imposto de renda tributado a uma alíquota de 20% sobre ganhos realizados em vendas ou trocas de ações preferenciais ou ordinárias que ocorram na bolsa de valores, salvo se essa venda for efetuada por um detentor não brasileiro que não resida em uma jurisdição em paraíso fiscal e:

(1) essa venda for feita em cinco dias úteis a partir da retirada dessas ações preferenciais ou ordinárias em troca de ADSs e o produto da venda for remetido para o exterior dentro desse período de cinco dias; ou

(2) essa venda for feita de acordo com a Resolução no 2.689 por detentores não brasileiros registrados que obtenham registro junto à CVM.

Nesses dois casos, a operação não estará sujeita a tributação no Brasil. O “ganho realizado”, para fins tributários, é a diferença entre o valor em reais realizado na venda ou troca e o custo de aquisição mensurado em reais, sem nenhum ajuste levando em conta a inflação das ações vendidas. O “ganho realizado” como resultado de uma operação que ocorra fora de uma bolsa de valores será a diferença positiva entre o valor realizado na venda ou troca e o custo de aquisição das ações preferenciais ou ordinárias, devendo ambos os valores serem considerados em reais. Entretanto, existem fundamentos razoáveis para sustentar que o “ganho realizado” deva ser calculado com base no valor em moeda estrangeira registrado junto ao Banco Central do Brasil, devendo esse valor em moeda estrangeira ser convertido em reais pela taxa de câmbio comercial na data dessa venda ou troca.

Qualquer exercício de direitos preferenciais relacionados às ações preferenciais ou ordinárias não estarão sujeitos a tributação brasileira. Qualquer ganho com a venda ou cessão de direitos preferenciais relacionados às ações preferenciais ou ordinárias pelo depositário em nome dos detentores de ADSs estarão sujeitos a imposto de renda brasileiro de acordo com as mesmas normas aplicáveis à venda ou alienação de ações preferenciais ou ordinárias, salvo se essa venda ou cessão for realizada em bolsa de valores por um investidor que, de acordo com a Resolução no 2.689, não resida em uma jurisdição de paraíso fiscal, em cujo caso os ganhos estão isentos de imposto de renda.

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Não existe nenhuma garantia de que o tratamento preferencial atual para detentores de ADSs e para alguns detentores não brasileiros de ações preferenciais ou ordinárias de acordo com a Resolução no 2.689 continuará no futuro.

Tributação de Operações de Câmbio (“IOF/Câmbio”)

De acordo com o Decreto no 4.494 de 3 de dezembro de 2002, a conversão em moeda brasileira do produto recebido por uma entidade brasileira em relação a um investimento estrangeiro no mercado brasileiro de títulos (inclusive aqueles correspondentes a um investimento em ações preferenciais ou ordinárias ou em ADSs e aqueles em conformidade com a Resolução no 2.689) e a conversão em moeda estrangeira do produto recebido por um detentor não brasileiro está sujeita a tributação sobre operações de câmbio conhecidas como IOF/Câmbio, que atualmente é aplicada a uma taxa de zero por cento na maioria das operações. Contudo, de acordo com a Lei no 8.894 de 21 de junho de 1994, a taxa de IOF/Câmbio pode ser aumentada em qualquer momento para um máximo de 25% por decisão do Ministro da Fazenda, mas somente em relação às operações de câmbio realizadas após o aumento da taxa aplicável.

Tributação sobre Operações de Títulos e Valores Mobiliários (“IOF/Títulos”)

A Lei no 8.894 criou o Imposto sobre Operações de Títulos e Valores Mobiliários, ou IOF/Títulos, que pode ser imposto sobre quaisquer operações que envolvam títulos e valores mobiliários realizadas no Brasil, mesmo que essas operações sejam executadas em bolsa de valores, de futuros ou de commodities brasileiras. Como regra geral, a alíquota desse imposto atualmente é zero, mas o governo brasileiro pode aumentá-la para 1,5% por dia, porém, somente em relação às operações realizadas após o aumento da alíquota aplicável.

Outros Impostos Brasileiros

No Brasil não há impostos sobre herança, doação ou sucessão aplicáveis à titularidade, transferência ou alienação de ações preferenciais ou ordinárias ou ADSs por um detentor não brasileiro, salvo os impostos sobre doação e herança cobrados por alguns estados do Brasil sobre doações ou heranças concedidas por pessoas físicas ou jurídicas não residentes ou domiciliadas no Brasil para pessoas físicas ou jurídicas residentes ou domiciliadas nos referidos estados do Brasil. No Brasil não há impostos nem tributos sobre selo, emissão, registro ou impostos ou tributos similares a serem pagos pelos detentores de ações preferenciais ou ordinárias ou ADSs.

Imposto sobre Operações em Conta Bancária (“CPMF”)

A Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira (ou CPMF) é imposta sobre qualquer débito às contas bancárias. Como resultado, as operações realizadas pelo depositário ou por detentores de ações preferenciais ou ordinárias que envolvam a transferência de moeda brasileira através de instituições financeiras brasileiras estão sujeitas ao imposto de CPMF a uma alíquota de 0,38%. Essas operações incluem situações em que um detentor não brasileiro transfere o produto da venda ou da cessão de ações preferenciais ou ordinárias por uma operação de câmbio, em cujo caso a alíquota de CPMF será cobrada sobre o valor a ser remetido ao exterior em reais. Se tivermos que realizar qualquer operação de câmbio em relação a ADSs ou ações preferenciais ou ordinárias, estaremos também sujeitos à alíquota de CPMF. A instituição financeira que realizar a operação financeira pertinente será responsável pela cobrança da taxa de CPMF aplicável.

Os saques das contas de depósito de residentes brasileiros ou não brasileiros, para a aquisição de ações em ofertas públicas registradas junto à CVM, porém, não em bolsa de valores, estão sujeitos a uma alíquota de CPMF de zero por cento, desde que o emissor esteja registrado para negociação das ações em uma bolsa de valores.

A CPMF não será cobrada na liquidação de aquisições de ações em ofertas públicas registradas junto à Comissão de Valores Mobiliários (ou CVM), desde que a empresa emissora esteja listada em uma bolsa de valores.

Beneficiários Residentes ou Domiciliados em Jurisdições de Paraísos Fiscais ou de Baixa Tributação

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A Lei no 9.779 de 1o de janeiro de 1999 estabelece que, salvo em circunstâncias prescritas limitadas, a renda derivada de operações realizadas por um beneficiário, residente ou domiciliado em um país considerado como paraíso fiscal está sujeita à retenção de imposto de renda na fonte a uma alíquota de 25%. Considera-se como paraísos fiscais os países que não impõem nenhuma imposto de renda ou que impõem esse imposto a uma alíquota máxima inferior a 20%. Conseqüentemente, se a distribuição de juros atribuídos ao patrimônio líquido for feita a um beneficiário residente ou domiciliado em uma jurisdição de paraíso fiscal, será aplicada uma alíquota de imposto de renda de 25% em vez de 15%. Os ganhos de capital não estão sujeitos a esse imposto de 25%, mesmo se o beneficiário residir em uma jurisdição de paraíso fiscal. Vide “— Tributação de Ganhos.”

Capital Registrado

O valor de um investimento em ações preferenciais ou ordinárias mantidas por um detentor não brasileiro que obtenha registro de acordo com a Resolução no 2.689, ou pelo depositário representando esse detentor, está qualificado para registro junto ao Banco Central do Brasil; e esse registro (o valor assim registrado sendo chamado de capital registrado) permite a remessa para fora do Brasil de moeda estrangeira, convertida pela taxa de câmbio comercial, adquirida com o produto das distribuições e os valores realizados a respeito das alienações dessas ações preferenciais ou ordinárias. O capital registrado referente a cada ação preferencial ou ordinária comprada como parte da oferta internacional ou comprada no Brasil após a data deste documento, e depositada com o depositário será igual ao seu preço de compra (em dólares norte-americanos). O capital registrado referente a uma ação preferencial ou ordinária que for retirada mediante resgate de uma ADS será o valor equivalente em dólar norte-americano:

• do preço médio de uma ação preferencial ou ordinária na bolsa de valores brasileira em que foi vendido o maior volume dessas ações no dia da retirada; ou

• se nenhuma ação preferencial ou ordinária tiver sido vendida nesse dia, do preço médio na bolsa de valores brasileira em que o maior número de ações preferenciais ou ordinárias tiver sido vendido nas 15 sessões de negociação que tiverem imediatamente precedido essa retirada.

O valor em dólar norte-americano do preço médio das ações preferenciais ou ordinárias é determinado com base na cotação média das taxas de câmbio comercial em dólar norte-americano/real pelo sistema de informação do Banco Central do Brasil nessa data (ou, se o preço médio das ações preferenciais ou ordinárias for determinado de acordo com a segunda opção acima, pela média dessas taxas de cotação média nos mesmos 15 dias utilizados para determinar o preço médio das ações preferenciais ou ordinárias).

Um detentor não brasileiro de ações preferenciais ou ordinárias poderá vivenciar atrasos na realização desse registro, que podem atrasar as remessas para o exterior. Esse atraso pode afetar de forma desfavorável o valor, em dólar norte-americanos, recebido pelo detentor não brasileiro. Vide o Item 3 “Principais Informações —Fatores de Risco — Riscos Relacionados aos Nossos Títulos Dívida ou Títulos Patrimoniais”.

Considerações sobre Imposto de Renda Federal dos EUA

As declarações a respeito da lei tributária dos EUA apresentadas abaixo têm por base a lei norte-americana vigente na data deste relatório anual, podendo as alterações a esta lei subseqüentes à data deste relatório anual afetar as conseqüências tributárias descritas neste documento. Este resumo descreve as principais conseqüências tributárias relacionadas à titularidade e alienação de ações preferenciais ou ordinárias ou de ADSs, mas não pretende que seja uma descrição abrangente de todas as conseqüências tributárias que vierem a ser relevantes para uma tomada de decisão de manter ou alienar ações ordinárias ou preferenciais ou de ADSs. Este resumo se aplica apenas a compradores de ações ordinárias ou preferenciais ou de ADSs que mantenham as ações ordinárias ou preferenciais ou ADSs como bens de capital e não se aplica a classes especiais de detentores como, por exemplo, corretores de títulos ou moedas, detentores cuja moeda funcional não seja o dólar norte-americano, detentores de 10% ou mais de nossas ações (levando em conta ações mantidas diretamente ou através de acordos de depositários), organizações isentas de impostos, instituições financeiras, detentores responsáveis pelo imposto mínimo alternativo, negociadores de títulos que decidem contabilizar seus investimentos em ações ordinárias ou preferenciais ou em ADSs com base em um ajuste ao preço de mercado (mark-to-market), e pessoas que detenham ações ordinárias ou preferenciais ou ADSs em uma operação de hedging ou como parte de uma operação de straddle ou conversão.

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CADA DETENTOR DEVE CONSULTAR SEU PRÓPRIO CONSULTOR FISCAL A RESPEITO DAS CONSEQÜÊNCIAS TRIBUTÁRIAS GERAIS QUANTO A ISSO, INCLUSIVE AS CONSEQÜÊNCIAS DE ACORDO COM LEIS QUE NÃO AS LEIS DE IMPOSTO DE RENDA FEDERAL NORTE-AMERICANO DE UM INVESTIMENTO EM AÇÕES ORDINÁRIAS OU PREFERENCIAIS OU ADSs.

As ações preferenciais serão tratadas como patrimônio para fins de imposto de renda federal norte-americano. Em geral, para os fins do Código de Receita Interna dos EUA de 1986 (ou “Código”), um detentor de ADS será tratado como o detentor das ações ordinárias ou preferenciais representadas por esses ADSs, não sendo nenhum ganho ou prejuízo reconhecido se uma ADS for trocada pelas ações ordinárias ou preferenciais por esse ADS.

Nesta discussão, as referências a ADSs referem-se a ADSs relacionadas tanto a ações ordinárias quanto preferenciais e as referências a “detentor norte-americano” correspondem a um detentor de ADS que:

• seja cidadão ou residente dos Estados Unidos da América,

• seja uma sociedade constituída de acordo as leis dos Estados Unidos da América ou de algum estado desse país; ou

• esteja de alguma outra forma sujeito a tributação de renda federal norte-americana em uma base líquida com relação a ações ou ADS.

Tributação de Distribuições

Um detentor norte-americano reconhecerá a renda de dividendos ordinários para fins de imposto de renda federal norte-americano em um valor igual ao valor de qualquer dinheiro e valor de qualquer bem que distribuímos como dividendo à medida que essa distribuição for paga a partir de nossos rendimentos e lucros correntes ou acumulados, conforme determinado para fins de imposto de renda federal norte-americano, quando essa distribuição for recebida pelo custodiante ou pelo detentor norte-americano no caso de um detentor de ações ordinárias ou preferenciais. O valor de qualquer distribuição incluirá o valor do imposto brasileiro retido na fonte sobre o valor distribuído, e o valor de uma distribuição paga em reais será mensurado com referência à taxa de câmbio para conversão de reais em dólares norte-americanos vigente na data em que a distribuição for recebida pelo custodiante ou por um detentor norte-americano no caso de um detentor de ações ordinárias ou preferenciais. Se o custodiante, ou detentor norte-americano no caso de um detentor de ações ordinárias ou preferenciais, não converter esses reais em dólares norte-americanos na data em que os receber, é possível que o detentor norte-americano reconheça um prejuízo ou ganho, que seria um prejuízo ou ganho ordinário, quando os reais forem convertidos em dólares norte-americanos. Os dividendos que pagamos não serão qualificados para a dedução de dividendos recebidos concedida à sociedades de acordo com o Código.

Sujeito a certas exceções para posições de curto prazo com hedge, o valor em dólar norte-americano dos dividendos recebidos por uma pessoa física antes de 1o de janeiro de 2011 a respeito das ADSs estará sujeito a tributação a uma alíquota máxima de 15% se os dividendos forem “dividendos qualificados.” Os dividendos pagos sobre as ADSs serão tratados como dividendos qualificados se (i) as ADSs forem prontamente negociáveis em um mercado de títulos estabelecido nos Estados Unidos e (ii) a Empresa não tiver sido, no ano anterior ao ano em que o dividendo foi pago, e não for, no ano em que o dividendo é pago uma empresa de investimento estrangeiro passiva (“PFIC”). As ADSs são registradas na Bolsa de Valores de Nova York, e estarão qualificadas como prontamente negociáveis em um mercado de títulos estabelecido nos Estados Unidos, desde que estejam registradas dessa forma. Com base nas demonstrações financeiras auditadas da Empresa e os dados relevantes de mercado e de acionistas, a Empresa acredita que não foi tratada como uma PFIC para fins de imposto de renda federal norte-americano de seu exercício tributável de 2005 ou 2006. Além disso, com base nas demonstrações financeiras auditadas da Empresa e suas expectativas atuais a respeito do valor e da natureza de seus ativos, as fontes e a natureza de sua renda, e os dados pertinentes de mercado e de acionistas, a Empresa não espera tornar-se uma PFIC para seu exercício tributável de 2007. Com base na orientação existente, não está claro se os dividendos recebidos com relação a ações serão tratados como dividendos qualificados, devido às próprias ações não estarem registradas em uma bolsa de valores norte-americana. Além disso, o Tesouro dos EUA anunciou sua intenção de promulgar regras de acordo com as quais os detentores de ADSs e os intermediários através dos quais esses títulos são mantidos terão permissão para

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confiar nas certificações de emissores para tratar os dividendos como qualificados para fins de elaboração de relatórios de impostos. Em virtude de esses procedimentos ainda não terem sido emitidos, não está claro se a Sociedade será capaz de cumprir esses procedimentos.

As distribuições provenientes de rendimentos e lucros relativos a ações ou ADSs geralmente serão tratadas como renda de dividendos de fontes de fora dos Estados Unidos e, em geral, serão tratados como “renda passiva” (ou, para os exercícios tributáveis que iniciarem após 31 de dezembro de 2006, como “renda de categoria passiva”) para fins de crédito de imposto estrangeiro. Sujeito a certas limitações, a retenção de imposto de renda na fonte no Brasil em relação a qualquer distribuição a respeito das ações ou ADSs pode ser reivindicada como crédito contra a responsabilidade de imposto de renda federal norte-americano de um detentor norte-americano, se esse detentor norte-americano decidir creditar todos os impostos de renda estrangeiros desse exercício. De forma alternativa, essa retenção de imposto de renda na fonte brasileira pode ser considerada como uma dedução contra a renda tributável. Os créditos de imposto estrangeiro não podem ser permitidos para retenção de impostos cobrados a respeito de certas posições de curto prazo ou com hedge em títulos ou a respeito de acordos em que o lucro econômico previsto de um detentor norte-americano não seja substancial. Os detentores norte-americanos devem consultar seus próprios consultores fiscais sobre as implicações dessas normas em relação a suas circunstâncias em particular.

Os detentores de ADSs que forem sociedades estrangeiras ou pessoas físicas estrangeiras não residentes (“detentores que não dos EUA”) geralmente não estão sujeitos a imposto de renda federal norte-americano nem a retenção de imposto de renda na fonte sobre distribuições a respeito das ações ou ADSs que sejam tratadas como renda de dividendo para fins de imposto de renda federal norte-americano, salvo se os referidos dividendos estiverem efetivamente ligados à condução pelo detentor de um estabelecimento comercial ou empresa nos Estados Unidos.

Os detentores de ações e ADSs devem consultar seus próprios consultores fiscais a respeito da viabilidade da alíquota de imposto sobre dividendos ser reduzida em relação às considerações discutidas acima e suas próprias circunstâncias em particular.

Tributação de Ganhos de Capital

Com a venda ou outro tipo de alienação de uma ação ou ADS, um detentor norte-americano reconhecerá, em geral, ganho ou prejuízo para fins de imposto de renda federal norte-americano. O valor do ganho ou do prejuízo será igual à diferença entre o valor realizado na contraprestação pela alienação da ação ou da ADS e a base de imposto do detentor norte-americano na ação ou na ADS. Esse ganho ou prejuízo geralmente estará sujeito a imposto de renda federal norte-americano e será tratado como ganho ou perda de capital. O valor líquido do ganho de capital a longo prazo reconhecido por um detentor pessoa física antes de 1o de janeiro de 2011, geralmente está sujeito a tributação a uma alíquota máxima de 15%. As perdas de capital podem ser deduzidas da renda tributável, sujeitas a certas limitações.

Um detentor que não seja norte-americano não estará sujeito a imposto de renda federal norte-americano nem retenção de imposto de renda na fonte sobre o ganho realizado na venda ou em outra alienação de uma ação ou de um ADS, salvo se:

• esse ganho estiver efetivamente ligado à condução pelo detentor um estabelecimento comercial ou empresa nos Estados Unidos; ou

• esse detentor for uma pessoa física que esteja presente nos Estados Unidos da América durante 183 dias ou mais no exercício tributável da venda e que certas outras condições forem cumpridas.

Retenção para Reserva e Divulgação de Informações

Os dividendos pagos, e o produto da venda ou outra alienação de ADSs ou ações ordinárias ou preferenciais a um detentor norte-americano geralmente podem estar sujeitos a exigências de divulgação de informações do Código e podem também estar sujeitos a retenção para reserva, a não ser que o detentor norte-americano forneça um número de identificação de contribuinte preciso ou estabeleça uma isenção de outra forma. O

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valor de qualquer retenção para reserva recolhida de um pagamento a um detentor norte-americano será permitido como crédito contra a responsabilidade de imposto de renda federal norte-americano de um detentor norte-americano e pode conferir um direito de reembolso a um detentor norte-americano, desde que certas informações exigidas sejam fornecidas ao Serviço da Receita Interna.

Um detentor não norte-americano geralmente estará isento dessas exigências de divulgar informações e de retenção de imposto para reserva, mas pode ser obrigado a cumprir certos procedimentos de certificação e de identificação para estabelecer sua qualificação para essa isenção.

Tributação relativa aos títulos da PifCo

No resumo a seguir consta uma descrição de considerações relevantes sobre imposto de renda federal das Ilhas Cayman, brasileiro e norte-americano que podem ser relevantes para a compra, titularidade e alienação de títulos de dívida da PFICo. Este resumo não descreve nenhuma conseqüência tributária originada de acordo com as leis de qualquer estado, município ou jurisdição tributária além da das Ilhas Cayman, Brasil e Estados Unidos.

Este resumo tem como base a legislação tributária das Ilhas Cayman, do Brasil e dos Estados Unidos vigente na data deste relatório anual, que está sujeita a mudança (possivelmente com efeito retroativo). Esta descrição não é uma descrição abrangente de todas as considerações tributárias que possam ser pertinentes para qualquer investidor específico, inclusive as considerações tributárias originadas das normas de aplicação geral a todos os contribuintes ou a certas classes de investidores, ou que geralmente presume-se que os investidores conheçam. Os possíveis compradores de títulos devem consultar seus próprios conselheiros fiscais quanto às conseqüências tributárias da aquisição, titularidade e alienação de títulos.

Não existe nenhum tratado para evitar bitributação entre as Ilhas Cayman e os Estados Unidos, entre as Ilhas Cayman e o Brasil ou entre o Brasil e os Estados Unidos. Nos últimos anos, as autoridades fiscais do Brasil e dos Estados Unidos mantiveram discussões que poderão resultar no referido tratado. Porém, não podemos prever se ou quando um tratado entrará em vigor ou de que forma ele afetará os detentores de títulos norte-americanos.

Tributação das Ilhas Cayman

De acordo com a lei vigente, a PifCo não está sujeita a imposto sobre renda, capital, transferência, venda ou outros impostos nas Ilhas Cayman.

A PFICo foi constituída como sociedade isenta de acordo com as leis das Ilhas Cayman em 24 de setembro de 1997. A PifCo recebeu um Compromisso quanto a Concessões Tributárias de acordo com o Artigo 6 da Lei de Concessões Tributárias (Revisão de 1999) que dispõe que, por um período de vinte anos a partir da data deste documento, nenhuma lei doravante decretada nas Ilhas Cayman impondo a cobrança de qualquer imposto ou tributo sobre a renda, bens de capital, ganhos ou valorização se aplicará a qualquer renda ou propriedade da PifCo, e que supostamente dispõe que não deve ser cobrado nenhum imposto sobre lucros, renda, ganhos ou valorizações ou o que seja de natureza de imposto sobre espólio ou herança deverá ser pago ou com relação a ações, debêntures ou outras obrigações da PifCo, ou por meio de retenção na fonte de qualquer parte de um pagamento do principal devido de acordo com uma debênture ou outras obrigações da PifCo.

Nenhuma retenção de imposto na fonte se aplica nas Ilhas Cayman a distribuições pela PifCo com relação a títulos. Os detentores de títulos não estão sujeitos a nenhum imposto de renda, sobre capital, transferência, vendas ou outros impostos nas Ilhas Cayman com relação à compra, titularidade ou alienação dos títulos.

Os detentores cujos títulos sejam trazidos para as Ilhas Cayman, ou emitidos nas Ilhas Cayman, serão responsáveis pelo pagamento de imposto de selo de até C.I.$ 250 (dólares das Ilhas Cayman) sobre cada título.

Tributação no Brasil

A discussão a seguir é um resumo das considerações tributárias brasileiras com relação a um investimento nos títulos por uma pessoa não residente no Brasil. A discussão tem como base a legislação tributária do Brasil em

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vigor na data deste documento e está sujeita a qualquer alteração na lei brasileira possa vir a vigorar após essa data. As informações descritas abaixo se destinam a ser apenas uma discussão geral, e não abordam todas as conseqüências possíveis relacionadas um investimento nos títulos.

OS POSSÍVEIS INVESTIDORES DEVEM CONSULTAR SEUS PRÓPRIOS CONSELHEIROS FISCAIS QUANTO ÀS CONSEQÜÊNCIAS DE COMPRAR OS TÍTULOS, INCLUSIVE, SEM LIMITAÇÃO, QUANTO ÀS CONSEQÜÊNCIAS DE RECEBER JUROS E DE VENDER, RESGATAR OU PAGAR OS TÍTULOS OU CUPONS.

Geralmente, uma pessoa física, jurídica, sociedade fiduciária ou organização domiciliadas, para fins de imposto, fora do Brasil (um “não residente”) é tributada no Brasil somente quando a renda é derivada de fontes brasileiras. Portanto eventuais ganhos ou receitas pagos pela PifCo com relação aos títulos emitidas por ela em favor de detentores de títulos não residentes não estão sujeitos a impostos brasileiros.

Os juros (incluindo o desconto de emissor original, ou OID, taxas, comissões, despesas e qualquer outro rendimento a ser pago por um residente brasileiro a um não residente) geralmente estão sujeitos a retenção de imposto de renda na fonte. Atualmente, a alíquota de retenção de imposto de renda é 15% ou alguma outra alíquota mais baixa conforme prevista por um tratado tributário aplicável entre o Brasil e outro país. Se o destinatário do pagamento for domiciliado em uma jurisdição em paraíso fiscal, conforme definição dos regulamentos tributários brasileiros, a alíquota será de 25%.

Se os pagamentos correspondentes aos títulos forem efetuados por uma fonte brasileira, os detentores de títulos serão indenizados de forma que, após o pagamento de todos os impostos brasileiros aplicáveis recolhidos por retenção, dedução ou de outra forma, com relação ao principal, juros (incluindo o OID) e valores adicionais a serem pagos com relação aos títulos (mais quaisquer juros e multas correspondentes), um detentor de títulos poderá manter um valor igual ao que teria mantido caso esses impostos brasileiros (além de juros e multas correspondentes) não tivessem sido pagos. O devedor brasileiro, sujeito a certas exceções, pagará valores adicionais a respeito dessa retenção ou dedução para que o detentor receba o valor líquido devido.

De acordo com a Lei no 10.833, datada de 29 de dezembro de 2003, os ganhos de capital realizados na alienação de ativos tangíveis localizados no Brasil, por residentes não brasileiros, para outros não residentes ou não, realizada fora ou dentro do Brasil, estão sujeitos a impostos no Brasil a uma alíquota de 15% (uma alíquota de 25% é aplicável se realizados pelos investidores residentes em uma jurisdição em paraíso fiscal, isto é, um país que não imponha nenhum imposto de renda ou que imponha imposto a uma alíquota máxima inferior a 20%). Entendemos que os títulos que não se enquadram na definição de ativos tangíveis localizados no Brasil para os fins dessa lei, porém, ainda não há um pronunciamento das autoridades fiscais nem determinações judiciais a esse respeito. Portanto, não podemos prever se esse entendimento prevalecerá nos tribunais do Brasil.

Geralmente, não há imposto de herança, doação, transmissão causa mortis, selo nem outros impostos semelhantes no Brasil em relação à titularidade, transferência, cessão ou à qualquer outra alienação dos títulos por um Não residente, com exceção de imposto de herança ou doação cobrados em alguns estados brasileiros em relação a doações ou legados por pessoas físicas ou jurídicas que não estejam domiciliadas nem residam no Brasil para pessoas físicas ou jurídicas que não estejam domiciliadas nem residam nesses estados.

Tributação Federal de Renda nos EUA

O resumo a seguir descreve certas considerações sobre imposto de renda federal nos Estados Unidos que possam ser relevantes para um detentor de um título que seja, para fins imposto de renda federal nos EUA, cidadão ou residente dos Estados Unidos ou uma sociedade do país ou que, de outra forma, esteja sujeita a imposto de renda federal nos Estados Unidos em uma base de lucro líquido com relação aos títulos (um “detentor norte-americano”). Este resumo tem como base o Código, sua história legislativa, regulamentos existentes e propostos do Tesouro dos EUA promulgados de acordo com o Código, regulamentos publicados pelo Serviço da Receita Interna dos EUA, ou IRS, e determinações judiciais, todos vigentes na data deste documento, estando todas as respectivas autoridades sujeitas à mudança ou interpretações divergentes e essas mudanças ou interpretações divergentes podendo ser aplicadas retroativamente. Este resumo não pretende abordar todos os aspectos da tributação de renda federal dos

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Estados Unidos que possam ser pertinentes para determinados investidores tais como, por exemplo, instituições financeiras, seguradoras, distribuidoras ou corretoras de títulos ou moedas, sociedades de investimento regulamentadas, organizações isentas de imposto, certos detentores de títulos de curto prazo, pessoas que protejam com hedging sua exposição em títulos ou que detenham títulos como parte de uma posição de straddle ou como parte de uma operação de hedging ou “operação de conversão” para fins de imposto de renda federal dos EUA, pessoas que participam de uma operação de “venda construtiva” com relação aos títulos ou Detentor norte-americano cuja moeda funcional, de acordo com a definição da Seção 985 do código, não seja o dólar norte-americano. Os detentores norte-americanos devem estar cientes de que as conseqüências do imposto de renda federal dos EUA de deter os títulos podem ser substancialmente diferentes para os investidores descritos na sentença anterior.

Além disso, este resumo não aborda nenhuma consideração tributária estrangeira, estadual ou municipal. Este resumo se aplica apenas a compradores originais de títulos que comprem títulos pelo preço original de emissão e que mantenham os títulos como “bens de capital” (geralmente, propriedade mantida para investimento) dentro do significado do Artigo 1221 do Código.

OS POSSÍVEIS INVESTIDORES DEVEM CONSULTAR SEUS PRÓPRIOS CONSELHEIROS FISCAIS A RESPEITO DAS CONSEQÜÊNCIAS TRIBUTÁRIAS DE INVESTIR NOS TÍTULOS, INCLUSIVE OS EFEITOS DA LEGISLAÇÃO TRIBUTÁRIA FEDERAL ESTADUAL, MUNICIPAL, ESTRANGEIRA E DE OUTRAS LEGISLAÇÕES TRIBUTÁRIAS.

Pagamentos de juros

Os pagamentos de “juros declarados qualificados” (de acordo com a definição abaixo) sobre um título (inclusive, os valores adicionais, se houver) serão, em geral, tributados a um detentor norte-americano como receita de juros ordinária quando esses juros forem acumulados ou recebidos de acordo com o método de contabilidade tributária regular do detentor norte-americano. Em geral, se o “preço de emissão” de um título for menor do que o “preço declarado de resgate no vencimento” por mais de um valor de minimis, esse título será considerado como tendo OID. O preço de emissão de um título é o primeiro preço pelo qual um volume substancial desses títulos é vendido para investidores. O preço de resgate declarado no vencimento de um título geralmente inclui todos os pagamentos que não sejam pagamentos de juros declarados qualificados (de acordo com a definição abaixo).

Em geral, cada detentor de título norte-americano, mesmo que utilize o regime de caixa ou de competência na contabilidade tributária, terá que incluir em renda bruta como renda de juros ordinária a soma das “parcelas diárias” de OID sobre o título referente a todos os dias durante o exercício tributável em que o detentor norte-americano possuir o título. As parcelas diárias de OID sobre um título são determinadas alocando-se a cada dia de qualquer período de provisão uma parcela rateável do OID a ser alocada para aquele período de provisão. Em geral, no caso de um detentor inicial, o valor do OID sobre um título a ser alocado a cada período de provisão é determinado (a) multiplicando-se o “preço de emissão ajustado”, conforme a definição abaixo, do título no início do período de provisão pelo rendimento do título até o vencimento, e (b) subtraindo-se desse produto o valor dos juros declarados qualificados a ser alocado para esse período de provisão. Os detentores norte-americanos devem estar cientes de que, geralmente, devem incluir o OID na renda bruta como renda de juros ordinária para fins de imposto de renda federal dos EUA, à medida que acumule, antes de receber o dinheiro atribuído a essa renda. O “preço de emissão ajustado” de um título no início de qualquer período de provisão geralmente é a soma de seu preço de emissão (geralmente incluindo juros acumulados, se houver) e o valor de OID a ser alocado a todos os períodos de provisão anteriores, reduzida pelo valor de todos os pagamentos que não sejam pagamentos de juros declarados qualificados (se houver) e realizados com relação a esse título em todos os períodos de provisão anteriores. O termo “juros declarados qualificados” geralmente significa os juros declarados que devem ser pagos incondicionalmente em dinheiro ou bens (com exceção de instrumentos de dívida do emissor) pelo menos anualmente durante todo o prazo de um título a uma taxa fixa simples de juros ou, sujeito a certas condições, de com base em um ou mais índices de juros.

A renda de juros, incluindo o OID, a respeito dos títulos, constituirá a renda de fonte estrangeira para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos e, com certas exceções, será tratada separadamente, junto com outros itens de “renda passiva” (ou, para exercícios tributáveis iniciando após 31 de dezembro de 2006, de “receita

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de categoria passiva”) para fins de cálculo do crédito de imposto estrangeiro permitido pela legislação de imposto de renda federal dos Estados Unidos. O cálculo dos créditos de imposto estrangeiro envolve a aplicação complexa de normas que dependem das circunstâncias específicas de um detentor norte-americano. Os detentores norte-americanos devem consultar seus próprios conselheiros fiscais a respeito da disponibilidade de créditos de imposto estrangeiro e do tratamento de valores adicionais.

Venda ou alienação de títulos

Um detentor norte-americano geralmente reconhecerá ganho ou prejuízo de capital com a venda, troca, baixa contábil ou outro tipo de alienação de um título em um valor igual à diferença entre o valor realizado com essa venda, troca, baixa contábil ou outro tipo de alienação (que não sejam valores atribuídos a juros declarados qualificados acumulados que serão tributados dessa forma) e a base de imposto ajustada desse detentor norte-americano no título. A base de imposto ajustado de um detentor norte-americano no título geralmente é igual ao custo do título para esse detentor norte-americano aumentado por quaisquer valores incluídos na renda bruta por esse detentor norte-americano como OID e reduzido por quaisquer pagamentos que não os pagamentos de juros declarados qualificados sobre esse título. O ganho ou prejuízo realizado por um detentor norte-americano na venda, troca, baixa contábil ou outro tipo de alienação de um título geralmente será considerado ganho ou prejuízo de fonte norte-americana para fins de imposto de renda federal nos Estados Unidos, salvo se for atribuído a um escritório ou outro endereço comercial fixo fora dos Estados Unidos e que certas outras condições sejam cumpridas. O ganho ou prejuízo realizado por um detentor norte-americano será considerado ganho ou perda de capital, e ganho ou perda de capital de longo prazo se os títulos tiverem sido mantidos por mais de um ano. O valor líquido do ganho de capital a longo prazo reconhecido por um detentor pessoa física antes de 1o de janeiro de 2011, em geral, está sujeito a tributação a uma alíquota máxima de 15%.

Retenção para Reserva e Divulgação de Informações

Um detentor norte-americano pode, em certas circunstâncias, estar sujeito a “retenção na fonte para reserva” com relação a certos pagamentos feitos a esse detentor, a menos que o detentor (i) seja uma sociedade ou se enquadre em certas outras categorias de isenção, e demonstre esse fato quando isso for exigido, ou (ii) forneça o número de identificação de contribuinte correto, certifique que não está sujeito a retenção na fonte para reserva e, de outra forma, cumpra as exigências aplicáveis das normas de retenção na fonte para reserva. Qualquer valor retido na fonte de acordo com essas normas, em geral, será creditado em preparação à responsabilidade de imposto de renda federal nos EUA do detentor norte-americano. Embora detentores não norte-americanos geralmente estejam isentos de retenção na fonte para reserva, um detentor não norte-americano pode, em certas circunstâncias, ser obrigado a cumprir certos procedimentos de informação e identificação para provar que tem direito a essa isenção.

Detentor Não Norte-Americano

Um detentor ou usufrutuário de um título que não seja um detentor norte-americano (um “detentor não norte-americano”) em geral não estará sujeito a imposto de renda federal nem a retenção na fonte nos EUA sobre os juros recebidos sobre os títulos. Além disso, um detentor não norte-americano não estará sujeito ao imposto de renda federal nem a retenção na fonte nos EUA sobre o ganho realizado sobre a venda de títulos salvo se, no caso do ganho realizado por uma pessoa física detentora não norte-americana, o detentor não norte-americano estiver presente nos Estados Unidos durante 183 dias ou mais no exercício tributável da venda e se certas outras condições forem cumpridas.

Exibição de Documentos

As declarações que constam neste relatório anual com relação ao teor de qualquer contrato ou de outro documento não são necessariamente completas e, no caso de o contrato ou o outro documento ser um anexo ao relatório anual, cada uma dessas declarações são qualificadas em todos os aspectos pelas disposições do contrato real ou de outros documentos.

Estamos sujeitos às exigências de informação da Lei de Mercado de Capitais de 1934, e emendas posteriores, aplicadas ao emissor privado estrangeiro e, conseqüentemente, registramos ou fornecemos relatórios, declarações de informação e outras informações junto à SEC. Esses relatórios e outras informações por nós

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registradas podem ser inspecionados e, sujeito ao pagamento de quaisquer taxas exigidas, pode-se obter cópias na Seção de Referência pública da SEC, em 100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549. Como emissor privado estrangeiro, não somos obrigados a fazer registros junto à SEC por meio eletrônico antes de 4 de novembro de 2002, embora tivéssemos permissão para fazer isso. Quaisquer registros que façamos por meio eletrônico estarão à disposição do público pela internet no website da SEC: http://www.sec.gov.

Os relatórios e outras informações podem também ser examinados e copiados nos escritórios da Bolsa de Valores de Nova York, em 20 Broad Street, Nova York, Nova York 10005. Entretanto, na qualidade de emissor privado estrangeiro, estamos isentos das exigências de procuração do Artigo 14 da Lei de Mercado de Capitais de 1933 e das regras normas de recuperação de lucros short-swing do Artigo 16 da Lei de Mercado de Capitais de 1933, embora as normas da Bolsa de Valores de Nova York possam nos obrigar a solicitar procurações de nossos acionistas em algumas circunstâncias. O endereço de nosso website é: http://www.petrobras.com.br. As informações contidas em nosso website não fazem parte deste relatório anual.

O Contrato de Pré-Pagamento.

De acordo com um contrato de pré-pagamento celebrado por nós e pela PFL, nos comprometemos em entregar, enquanto quaisquer Senior e Junior Trust Certificates permanecerem em circulação, em cada período trimestral, uma quantidade de Produtos Qualificados com valor de mercado igual a quaisquer pagamentos programados de juros e principal dos Senior e Junior Trust Certificates.

O Contrato Mestre de Exportação

Enquanto quaisquer Senior Trust Certificates ou quaisquer valores pagáveis aos seguradores permanecerem em aberto, entregaremos, em cada período trimestral, uma quantidade de Produtos Qualificados que tenham um valor igual a quaisquer pagamentos programados de juros, principal ou outros valores devidos de acordo com os Senior Trust Certificates. De acordo com o Contrato Mestre de Exportação, exportamos e vendemos Produtos Qualificados para a PFL durante cada período trimestral:

• em um valor igual a no mínimo 80% do volume total de todo o óleo combustível (Óleo Combustível Pesado) exportado por nós durante o período trimestral; e

• com um valor (com base no preço de fatura líquido no qual esses Produtos Qualificados são realmente vendidos pela PFL) igual a no mínimo:

(a) o mais alto valor total programado a ser pago pelo Fiduciário em qualquer período trimestral durante o prazo restante de qualquer série de Senior Trust Certificates no momento em circulação, a respeito de juros, principal e outros valores devidos de acordo com os Senior Trust Certificates multiplicados por

(b) um fator que flutue entre 2,0 e 3,0, dependendo do nível de vendas de Produtos Qualificados pela PFL que forem contratados a serem feitos de acordo com acordos que prevejam um preço mínimo por barril ou outros acordos de hedging e o preço mínimo pertinente ou preço estabelecido por esses acordos de hedging.

Também concordamos que nossa média de exportações brutas diárias de óleo combustível para qualquer período de doze meses consecutivos será igual a no mínimo 50.000 barris de óleo combustível. Não estamos liberados de nossas obrigações de entregar Produtos Qualificados de acordo com o Contrato Mestre de Exportação ou Contrato de Pré-Pagamento, por qualquer motivo, incluindo, entre outros, sem limitação como resultado de force majeure ou não pagamento pela PFL.

O resumo do Contrato Mestre de Exportação que é apresentado acima reflete as alterações assinadas após o consentimento. As alterações entraram em vigor em 1o de junho de 2006.

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ITEM 11. DIVULGAÇÃO QUALITATIVA E QUANTITATIVA SOBRE RISCOS DE MERCADO

Petrobras

Geral

Estamos expostos a vários riscos de mercado decorrentes de nossas atividades comerciais normais. Esse risco de mercado diz respeito, principalmente, à possibilidade de que alterações preços de commodities, taxas de câmbio ou taxas de juros que possam afetar de forma desfavorável o valor de nossos ativos e passivos financeiros ou fluxos de caixa e rendimentos futuros.

Embora atualmente estejamos produzindo aproximadamente 80% de nossas exigências de petróleo no Brasil, importamos volume substancial desse produto, bem como volumes menores de óleo diesel, GLP, nafta e outros derivados. Também exportamos petróleo, bunker, óleo combustível e gasolina. Praticamente, todos os preços dessas importações e exportações são pagáveis em dólares norte-americanos, ainda que, substancialmente todas as nossas receitas sejam cobradas em reais (não obstante o fato de esses preços tomarem por base, em parte, os preços internacionais). Além disso, uma parcela substancial de nossa dívida e algumas de nossas despesas operacionais são, e prevemos que continuarão sendo, denominadas ou indexadas em dólares americanos ou outras moedas estrangeiras. Vide o Item 4 “Informações sobre a Empresa - Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil” no tocante à maneira pela qual o governo brasileiro tem controlado os preços que cobramos.

O principal mercado para nossos produtos é o Brasil, e substancialmente todas as nossas receitas são denominadas em reais. Descrevemos acima, no Item 4 “Informações sobre a Empresa - Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil - Regulamentação de Preços”, a forma pela qual o governo brasileiro regulamenta os preços por nós cobrados.

Administração de Riscos

Os riscos de mercado que enfrentamos consistem principalmente do risco do preço da commodity, e, em menor grau, riscos relativos às taxa de juros e taxas de câmbio.

A administração de nossos riscos de exposição vem evoluindo sob a orientação das políticas de diretores executivos, atuando como um grupo, muitos dos quais estão em seus respectivos cargos desde fevereiro de 2003. Em 2004, criamos um Comitê de Administração de Risco composto de membros de todas as nossas áreas comerciais para promover uma administração integrada de nossas exposições de risco e estabelecer as principais diretrizes a serem adotadas por nós para tratar dos riscos relacionados às nossas atividades. Conforme descrito abaixo, firmamos contratos, tais como, contratos de futuros de energia, a termo, de opções e de swaps, destinados a nos proporcionar uma proteção com hedge contra o risco da variação de preços em nossas importações e exportações. Esses instrumentos derivativos de commodities são utilizados apenas para neutralizar exposições de mercado resultantes dessas importações e exportações e não são utilizados com fins especulativos. De tempos em tempos, os resultados de nossas operações com derivativos são revisados pela diretoria executiva para permitir que os objetivos e estratégias do programa sejam periodicamente ajustados para que possamos responder às condições de mercado.

Utilizando contratos de derivativos nos expomos a risco de crédito e mercado. O risco de crédito é o não cumprimento por uma contraparte dos termos do contrato derivativo. O risco de mercado é o efeito desfavorável sobre o valor de um instrumento financeiro que resulta de uma mudança favorável nas taxas de juros, taxas de câmbio vigentes ou preços de commodities. Lidamos com o risco de crédito restringindo as partes desse instrumento financeiro derivativo a instituições financeiras maiores. Os nossos diretores executivos gerenciam o risco de mercado.

Risco de Preço de Commodity

As nossas vendas de petróleo e produtos derivados baseiam-se nos preços internacionais, expondo-nos assim à flutuações de preços nos mercados internacionais.

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A fim de mitigar o impacto dessas flutuações, celebramos operações com derivativos, principalmente contratos de futuros, opções e swaps. Os nossos contratos de futuros prevêem hedges econômicos para compras e vendas antecipadas de petróleo, geralmente previstas para ocorrerem em um período de 30 a 360 dias. A nossa exposição nesses contratos é limitada à diferença entre o valor do contrato e o valor de mercado nos volumes cobertos protegidos por hedge.

Em 2006, conduzimos operações com derivativos em 26,4% de nosso volume comercial total, em comparação com 26,8% de nosso volume comercial total em 2005 e 33,1% de nosso volume comercial total em 2004. Esta redução de nossas transações com derivativos resulta de flutuações normais de nossas operações. As posições em aberto no mercado de futuros, comparadas ao valor de mercado à vista, resultaram em perdas reconhecidas de US$ 1,6 milhão em 2006, US$ 0,6 milhões em 2005, US$ 2 milhões em 2004.

Em janeiro de 2001, vendemos opções de venda de 52 milhões de barris do petróleo do West Texas Intermediate no período de 2004 a 2007. Realizamos a operação a fim de proteger a quantidade de petróleo das flutuações de preço e de fornecer às instituições financiadoras do projeto Barracuda/Caratinga uma margem garantida mínima para cobrir os serviços de dívida. As vendas foram estruturadas para garantir um retorno mínimo ao investimento das instituições financiadoras do projeto. O valor de nossa posição com relação a esta opção de venda não resultou em lucros ou perdas em 31 de dezembro de 2006.

Em relação ao contrato de longo prazo para a aquisição de gás (o "Contrato de Fornecimento de Gás" ou “GSA”) destinado a abastecer as usinas termoelétricas e outros usos no Brasil, assinamos um contrato, que entrou em vigor em Outubro de 2002, com um produtor de gás, que constituiu um instrumento financeiro de derivativo segundo o SFAS no 133. Esse contrato, o Contrato de Redução de Volatilidade de Preço de Gás Natural (o "PVRC"), foi assinado com a finalidade de reduzir os efeitos da volatilidade de preço de acordo com o GSA.

As condições do PVRC incluem um swap direto fixo para preço flutuante para o período desde o início a 2004, e para o período de 2005 a 2019 um collar pelo qual receberemos pagamentos à vista quando o preço calculado exceder o teto estabelecido e faremos pagamentos à vista quando o preço estiver abaixo do piso estabelecido, e nenhum pagamento será efetuado quando o preço estiver entre o teto e o piso.

O PVRC está sendo contabilizado em conformidade com o SFAS no 133 como instrumento de derivativo, uma vez que não atendemos aos requisitos de documentação exigidos para contabilização como hedge, e está sendo ajustado ao seu valor justo calculado, com as alterações neste valor reconhecidas como receita. No início, o PVRC tinha um valor positivo para a Petrobras de $169 milhões, considerado incentivo de compra diferida e está sendo amortizado na receita com base nos volumes previstos no PVRC.

Em 31 de dezembro de 2005, registramos um ativo representado por um derivativo baseado no cálculo do valor justo no valor de US$ 547 milhões e um passivo no valor de US$ 144 milhões, que foi considerado um incentivo de compra diferida, que estava sendo amortizado no custo de venda com base nos volumes previstos de acordo com o PVRC.

Em virtude da nova Lei de Hidrocarbonetos da Bolívia, a outra parte envolvida no PVRC contestou o contrato, alegando, entre outros fatores, force majeure e ônus excessivo. Em 12 de agosto de 2006, as partes concordaram em cancelar o PVRC. Como resultado, recebemos o valor de US$ 41 milhões da Andina e baixamos certas contas a receber relacionadas à PVRC no valor de US$ 77 milhões.

Também registramos uma despesa financeira relacionada a ajustes de ativos de valor justo no valor de US$ 328 milhões durante o primeiro trimestre de 2006, em virtude do efeito de recentes aumentos fiscais na Bolívia, e US$ 94 milhões durante o segundo trimestre de 2006 como conseqüência do cancelamento do contrato.

Em 1o de maio de 2006, o Decreto Supremo 28.701 entrou em vigor na Bolívia, pelo qual os recursos de hidrocarbonetos naturais nesse país foram nacionalizados. Como resultado, todas as empresas de petróleo são obrigadas a entregar toda sua produção para a YPFB, que, na representação do Estado, é a única agente econômica autorizada a comercializar os produtos de hidrocarboneto, definindo as condições, volumes e preços para o mercado doméstico, exportações e industrialização. O Decreto estabelece que durante um período de 180 dias conhecido como “Período de Transição”, ou até que os novos contratos de operação entrem em vigor, os operadores dos

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campos com uma produção média certificada de gás natural superior a 100 milhões de pés cúbicos por dia (em 2005), conforme é o caso dos campos San Alberto e San Antonio onde operamos, são obrigadas a pagar um valor adicional para a YPFB de 32% sobre o valor da produção, aumentando a participação do governo boliviano para um total de 82%. Em 28 de outubro de 2006, o final do Período de Transição, novos contratos de operação foram celebrados com a YPFB. Esses novos contratos de operação prevêem ou ratificam que (i) todos os recursos de hidrocarboneto são propriedade da YPFB, (ii) mantemos nossa situação de operadores dos campos de petróleo e gás, mas as vendas devem ser feitas por intermédio da YPFB, e (iii) temos o direito de recuperar nossos custos e ter uma participação nos lucros gerados pela produção. Os novos contratos de operação entraram em vigor em maio de 2007. Como resultado dessas exigências, pagamos a taxa adicional para a YPFB de 32% sobre nossa produção de hidrocarboneto, um valor de US$ 144,9 milhões, entre maio de 2006 e abril de 2007.

As atividades de hedging internacionais em 2006 representaram uma média de 284.880 barris de óleo equivalente por dia de movimentos físicos, dos quais 24,7% eram relacionados a óleo combustível, 14,9% eram relacionados a diesel, 26,1% eram relacionados a gasolina e 31,2% eram relacionados a petróleo, em comparação com nossas atividades internacionais de hedging em 2005 que representaram uma média de 255.700 barris de óleo equivalente por dia de movimentos físicos, dos quais 20,8% eram relacionados a óleo combustível, 36,8% eram relacionados a gasolina, 15,3% eram relacionados a diesel, e 19,8% eram relacionados a petróleo. Esse aumento em nossas transações de derivativos internacionais foi resultado de flutuações normais em nossas operações. Do total de nossas atividades de hedging em 2006, 69,4% foram conduzidas pela Petrobras, 18,9% pela PifCo e 11,7% pela PAI.

A tabela a seguir apresenta uma análise de sensibilidade demonstrando a alteração líquida no valor justo de uma alteração desfavorável de 10% no preço da commodity subjacente em 31 de dezembro de 2006, que é um aumento de 10% no preço da commodity subjacente para Opções, Futuros e Swaps e uma redução de 10% para Opções com vencimento em 2007-2008.

Petrobras Petrobras America Inc. PifCo Total

Vencimento em 2006

Quantidade (1.000 bbl)

Valor Justo(1) (milhões de US$)


Valor Justo (1)

(milhões de US$)


Valor Justo (1)

(milhões de US$)


Valor Justo (1)

(milhões de US$)

+10% Sensibilida

de (milhões de US$)

Opções Contratos de compra ................. 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 Contratos de venda.................... 0.000 - 0.000 - - - 0.000 - -

Futuros Contratos de compra ................. 7.464 (5.902) 172 0.692 4.565 0.001 12.201 (5.209) (4.688) Contratos de venda.................... 4.840 - 435 - 4.371 - 9.646 - -

Swaps Recebimento variável/ pagamento fixo 2.754 3.340 0.000 0.000 2.164 0.246 4.918 3.586 3.227

Recebimento fixo/ pagamento variável ............ 5.458 - 0.000 - 1.551 - 7.009 - -

Opções com vencimento em 2006-2007(2) Contratos de venda.................... 13000 0.000 - - - - - - 0.000

(1) O valor justo representa uma estimativa de lucro ou perda que seria realizado se os contratos fossem quitados na data do balanço patrimonial.

(2) 13 milhões de barris ao ano.

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Riscos de Taxas de Juros e Taxas de Câmbio

O risco taxa de juros ao qual estamos expostos é função de nossa dívida de longo prazo, e em menor proporção, de nossa dívida de curto prazo. Nossa dívida de longo prazo consiste principalmente de títulos e empréstimos incorridos principalmente em relação às despesas de capital e investimentos em projetos de exploração e desenvolvimento e empréstimos a coligadas. Aproximadamente 78% de nossa dívida de longo prazo são denominados em outras moedas e não em reais, principalmente dólares norte-americanos, e em menor proporção em ienes japoneses e moedas européias ligadas ao euro. Nossa dívida de curto prazo consiste principalmente de financiamentos para importações e exportações denominados em dólares americanos, e empréstimos para capital de giro contraídos com bancos comerciais. De um modo geral, nossa dívida em moeda estrangeira com taxa flutuante está sujeita principalmente a flutuações da LIBOR. Nossa dívida com taxa flutuante denominada em reais está sujeita sobretudo à Taxa de Juros de Longo Prazo (ou TJLP), fixada pelo Conselho Monetário Internacional. Vide a Nota Explicativa 12 às nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas.

Atualmente não utilizamos derivativos para administrar nossa exposição à flutuação das taxas de juros. Temos considerado várias formas de derivativos para reduzir nossa exposição às flutuações das taxas de juros e poderemos vir a utilizar estes instrumentos financeiros no futuro.

O risco relativo às taxas de juros ao qual estamos expostos está limitado ao balanço patrimonial e resulta principalmente da incidência de obrigações que não estejam denominadas em reais na composição de nosso portfólio de dívida. No caso de uma desvalorização do real frente à moeda estrangeira na qual nossa dívida seja denominada, incorreríamos em uma perda monetária com relação a tal dívida. Entretanto, uma fração considerável de nossa receita operacional está ligada ao dólar americano uma vez que nossos preços de derivados baseiam-se em preços internacionais, enquanto algumas despesas, em contrapartida, não o são. Vide o Item 5. “Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras - Geral.”

A tabela abaixo fornece informações resumidas sobre a nossa exposição ao risco de taxas de juros e de câmbio na composição de nosso portfólio de dívida em 2006 e 2005. O portfólio de nossa dívida inclui dívida de longo prazo, leasings financeiros, Project financings, e as respectivas partes de curto prazo e dívida de curto prazo.

Total do Portfólio de Dívida 2006 2005 Denominada em real 17,9% 9,6%

o/w taxa fixa................................................................................. 0,0 0,0 o/w taxa flutuante ........................................................................ 17,9 9,6

Denominada em dólar 78,1 87,3 o/w taxa fixa................................................................................. 37,4 44,7 o/w taxa flutuante (inclui dívida de curto prazo)....................... 40,7 42,6

Outras moedas (principalmente iene) 4,0 3,1 o/w taxa fixa................................................................................. 3,6 2,8 o/w taxa flutuante ........................................................................ 0,4 0,3

Total ..................................................................................... 100,0% 100,0%

Total do Portfólio de Dívida

2006 2005 Dívida de Taxa Flutuante

Denominada em real.................................................................... 17,8% 9,6% Denominada em moeda estrangeira............................................ 41,2 42,9

Dívida de Taxa Fixa Denominada em real.................................................................... 0,0 0,0 Denominada em moeda estrangeira............................................ 41,0 47,5%

Total ..................................................................................... 100,0% 100,0%

Total do Portfólio de Dívida

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2006 2005 dólares norte-americanos..................................................................... 78,12% 87,32% euro ....................................................................................................... 1,08 0,86 Iene japonês.......................................................................................... 2,93 2,20 reais ...................................................................................................... 17,87 9,62

Total ..................................................................................... 100,0% 100,0%

* o/w significa “dos quais”

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A tabela abaixo apresenta informações sobre nosso total de obrigações de dívida em 31 de dezembro de 2006, sensível às alterações de taxas de juros e taxa de câmbio. Esta tabela apresenta, por data de vencimento prevista e moeda, os principais fluxos de caixa e as taxas de juros médias destas obrigações. As taxas de juros variáveis baseiam-se na taxa de referência aplicável, LIBOR, TJLP, IGP-M, CDI (Certificado de Depósito Interbancário) em 31 de dezembro de 2006:

(em milhões de dólares norte-americanos, exceto as porcentagens)

2007 2008 2009 2010 2011 2012-2023 Total

Valor Justo em 31 de

dezembro de 2006

Dívida em EURO: Dívida de taxa fixa............................ 168 2 1 - - - 171 171 Média da taxa de juros ................ 6,6% 5,7% 5,7% - - -

Dívida de taxa variável..................... 7 7 7 7 7 26 59 59 Média da taxa de juros ................ 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8%

Dívida em iene japonês:

Dívida de taxa fixa............................ 62 87 47 27 25 344 591 606 Média da taxa de juros ................ 2,6% 2,4% 2,2% 1,8% 1,7% 2,1%

Dívida de taxa variável..................... 2 2 9 15 8 - 35 35 Média da taxa de juros ................ 4,1% 4,1% 4,7% 4,8% 4,8% -

Dívida em dólares norte-americanos:

Dívida de taxa fixa............................ 2.004 832 382 700 606 3.455 7.978 8.751 Média da taxa de juros ................ 7,5% 9,6% 8,9% 9,0% 8,9% 7,6%

Dívida de taxa variável..................... 2.146 1.785 1.207 988 523 2.042 8.690 8.778 Média da taxa de juros ................ 6,7% 6,1% 6,5% 6,7% 6,2% 6,7%

Dívida em reais: Dívida de taxa variável..................... 1.424 252 366 656 132 983 3.813 4.134 Média da taxa de juros ................ 11,4% 12,6% 10,8% 13,8% 11,7% 12,9%

Total das obrigações de dívida....................... 5.812 2.967 2.018 2.392 1.300 6.850 21.338 22.534

Permanecemos em uma das três operações de collar de taxa de câmbio com custo zero (opções de compra e venda combinadas) que celebramos em 2000. A finalidade dessa transação em aberto é reduzir nossa exposição às variações entre a taxa de câmbio dólar norte-americano e Euro. Esse collar estabelece um teto e um piso para a taxa de câmbio relacionada. Se a taxa de câmbio se enquadrar abaixo do piso estabelecido, pagaremos à contraparte a diferença entre a taxa real e o piso sobre o valor nocional. De forma contrária, se a taxa de câmbio aumentar, ultrapassando o teto definido, nós pagaremos à contraparte a diferença entre a taxa de câmbio real e o teto sobre o valor nocional. Não contabilizamos esses contratos de derivativos como instrumentos de derivativos de hedge.

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A tabela abaixo apresenta informações sobre o restante de nossos contratos de câmbio collar com custo zero em moeda estrangeira. A tabela apresenta o valor nocional da obrigação relacionada, taxas de teto e piso, o valor justo das opções de compra e venda e data de vencimento do contrato.

Valor nocional da dívida (em milhões de US$)....................................................................... 177,2 Taxas contratuais (EUR/US$)

Pagamentos de juros Piso ............................................................................................................................. 0,94 Teto............................................................................................................................. 1,18

Pagamentos finais de principal Piso ............................................................................................................................. 1,0725 Teto............................................................................................................................. 1,1800

Valor justo em 31 de dezembro de 2005 (em milhões de US$) Opção de Venda ........................................................................................................ (0,001) Opção de Compra...................................................................................................... 21,29

Data de Vencimento........................................................................................................... 2007

PifCo

A PifCo faz um uso limitado de derivativos, contratados pela Petrobras em nome da PifCo. A PifCo não possui contratos de derivativos para fins de negociação ou alavancagem.

Em 12 de setembro de 2006, a PifCo celebrou um swap de moeda cruzada no qual há o swap dos pagamentos de principal e juros em títulos denominados em iene para valores em dólar norte-americano. De acordo com os U.S. GAAP, os hedges de fluxo de caixa de moeda estrangeira somente podem ser designados dessa forma quando protegem o risco da moeda funcional da entidade, e portanto, esse swap de moeda cruzada é qualificado para designação de contabilidade de hedge, considerando que a moeda funcional da PifCo é o dólar norte-americano, e a avaliação da eficácia do hedge indica que a alteração no valor justo do instrumento de hedging designado é altamente efetiva.

O item de hedge é um título de ¥ 35 bilhões, com um vencimento de dez anos, contendo um cupom semestral de 2,15% ao ano. O instrumento de hedge é um swap de moeda cruzada, com um vencimento de dez anos, de acordo com o qual dólares norte-americanos são pagos e ienes japoneses são recebidos de acordo com as obrigações do título. O teste de eficácia foi feito no início do hedge com base no método de derivativos hipotéticos. O teste de eficácia será feito continuamente a cada três meses.

O ganho ou perda da transação originado da remensuração de títulos denominados em iene seria compensado por um valor relacionado reclassificado a cada período de outro lucro abrangente para rendimentos. O swap de moeda cruzada em 31 de dezembro de 2006 tem um valor justo negativo de US$ 9 milhões em virtude da desvalorização do iene japonês em comparação com o dólar norte-americano desde o início do instrumento. No curso normal dos negócios, a PifCo enfrenta riscos de mercado, incluindo risco de taxa de juros e risco de preço de petróleo e derivados. Nós e a PifCo não celebramos contratos derivativos ou fizemos qualquer outro acordo para proteger com hedge contra o risco de taxa de juros. A PifCo tem repassado historicamente seus custos de financiamento para nós pela venda de petróleo e derivados para nós a um ágio para compensar seus custos de financiamento. Apesar de estarmos considerando métodos de continuar essa prática no futuro, não podemos garantir a você que essa prática permanecerá.

Os empréstimos de dívida de curto prazo da PifCo são derivados principalmente de bancos comerciais e incluem linhas comerciais, linhas de crédito e instrumentos comerciais, que se destinam principalmente à compra de petróleo e derivados, e com taxas de juros variando de 5,52% a 8,06%. A média ponderada da taxa de juros anual da dívida de curto prazo da PifCo em 31 de dezembro de 2006 foi de 6,76%, comparado a 5,02% em 31 de dezembro de 2005.

A tabela abaixo apresenta os valores e taxas de juros anual de média ponderada relacionada até as datas de vencimento esperadas para as obrigações de dívida de longo prazo da PifCo em 31 de dezembro de 2006.

195

ANO DA DATA DE VENCIMENTO PREVISTO DA DÍVIDA (em milhares de dólares norte-americanos, exceto nas porcentagens)

31 de dezembro de 2006

Obrigações de dívida 2008 2009 2010 2011 2012 2013-2018 Total

Valor Justo 31 de

dezembro de 2006

Dívida em dólares norte-americanos:

Dívida de taxa fixa ........ 441.698 67.718 68.738 356.164 70.928 2.299.669 3.304.915 3.679.951Média de taxa de juros .. 10,0% 5,5% 5,5% 8,9% 5,5% 7,8%Dívida de taxa variável . 329.500 149.500 259.500 20.500 22.250 260.000 1.041.250 1.074.014Média de taxa de juros .. 6,9% 7,3% 6,8% 7,8% 7,4% 7,2%Dívida em moeda japonesa Dívida em taxa fixa - - - - - 293.969 293.969 293.969

Taxa de juros média - - - - - 2,2%Total das obrigações de dívida ....................... 771.198 217.218 328.238 376.664 93.178 2.853.638 4.640.134 5.047.634

Total do Portfolio de

Dívida 31 de dezembro

de 2006 31 de dezembro

de 2005 Dólares norte-americanos: Dívida de taxa fixa...................................................................... 74,5% 79,8% Dívida de taxa flutuante .............................................................. 20,5% 20,2% Iene japonês: ............................................................................... Dívida de taxa fixa...................................................................... 5,0% 0,0% Dívida de taxa flutuante .............................................................. 0,0% 0,0% Total do portfolio de dívida ........................................................ 100,0% 100,0%

Em 31 de dezembro de 2006, 20% da dívida da PifCo eram denominados em dólares com taxa flutuante e 75% da dívida da PifCo eram denominados em dólares com taxa fixa. Uma vez que 95% da dívida da PifCo é denominada em dólares, ela não está sujeita a riscos pelas taxas de câmbio relevantes.

ITEM 12. DESCRIÇÃO DE TÍTULOS QUE NÃO SÃO TÍTULOS PATRIMONIAIS

Não aplicável.

ITEM 13. INADIMPLÊNCIA , DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA

Nenhum.

ITEM 14. MODIFICAÇÕES RELEVANTES NOS DIREITOS DOS ACIONISTAS E NO USO DOS RECURSOS

Nenhum.

ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS

Procedimentos e Controles de Divulgação

Contando com a supervisão e a participação de nosso diretor presidente e diretor financeiro, realizamos, juntamente com a PifCo, uma avaliação da eficácia de nossos procedimentos e controles de divulgação de informação em 31 de dezembro de 2006. Há limitações inerentes à eficácia de qualquer sistema de controle de divulgação de informação, inclusive a possibilidade de erro humano, assim como a de estratégias para evitar ou contornar os procedimentos e controles. Conseqüentemente, mesmo controles e procedimentos de divulgação

196

eficazes somente podem oferecer uma garantia razoável da realização de seus objetivos de controle. Com base em nossa avaliação, nosso diretor presente e diretor financeiro concluíram que nossos controles e procedimentos de divulgação em 31 de dezembro de 2006 eram eficazes para fornecer uma garantia razoável de que as informações exigidas a serem divulgadas por nós nos relatórios que apresentamos de acordo com a Lei de Mercado de Capitais de 1933 são registradas, processadas, resumidas e reportadas dentro de períodos especificados nas normas e formas aplicáveis, e que são acumuladas e comunicadas à nossa diretoria, incluindo nosso diretor presidente e diretor financeiro, como adequadas para permitir decisões tempestivas a respeito da divulgação exigida.

Relatório da Administração sobre Controle Interno de Relatórios Financeiros

A administração da Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS e subsidiárias e da Petrobras International

Finance Company – PifCo e subsidiárias (cada uma, uma “Empresa”) é responsável por estabelecer e manter o controle interno efetivo sobre os relatórios financeiros e suas avaliações da eficácia do controle interno sobre os relatórios financeiros.

O controle interno de cada Empresa sobre os relatórios financeiros é um processo designado pelo ou sob a

supervisão do Comitê de Auditoria de cada Empresa, Diretor Presidente, Diretor Financeiro e efetuado pelo conselho de administração, administração e outro pessoal de cada Empresa para fornecer uma garantia razoável a respeito da confiabilidade dos relatórios financeiros e da elaboração das demonstrações financeiras consolidadas para fins externos de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos. O controle interno de cada Empresa sobre os relatórios financeiros inclui as políticas e procedimentos que (1) se relacionam à manutenção de registros que, em detalhes razoáveis, refletem de forma precisa e justa as transações e alienações dos ativos da Empresa; (2) oferecem uma garantia razoável de que as transações são registradas conforme necessário para permitir a elaboração de demonstrações financeiras consolidadas de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos, e que as receitas e despesas da Empresa estão sendo feitas somente de acordo com autorizações da administração e dos conselheiros da Empresa; e (3) oferecem uma garantia razoável a respeito da prevenção ou detecção em tempo oportuno da aquisição, uso ou alienação não autorizada dos ativos da Empresa que possa ter um efeito desfavorável relevante nas demonstrações financeiras consolidadas.

Em virtude de suas limitações inerentes, controle interno sobre relatórios financeiros pode não impedir ou

detectar declarações falsas de uma forma oportuna. Portanto, mesmo os sistemas determinados como sendo efetivos podem fornecer apenas uma garantia razoável a respeito da elaboração e apresentação das demonstrações financeiras consolidadas. Ainda, as projeções de qualquer avaliação da efetividade de futuros períodos está sujeita ao risco de esses controles poderem se tornar inadequados em virtude de alterações nas condições, ou que o grau de conformidade com as políticas ou procedimentos pode deteriorar.

A administração avaliou a efetividade do controle interno sobre relatórios financeiros de cada Empresa em 31 de dezembro de 2006, com base nos critérios estabelecidos no Controle Interno– Estrutura Integrada emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations – COSO – of the Treadway Commission. Com base nessa avaliação, a administração concluiu que em 31 de dezembro de 2006 o controle interno sobre relatórios financeiros de cada Empresa é efetivo.

A avaliação da administração da efetividade do controle interno sobre relatórios financeiros de cada Empresa em 31 de dezembro de 2006 foi auditada pela KPMG Auditores Independentes, empresa de auditoria independente das Empresas, cujo parecer é apresentado em seu relatório, datado de 5 de abril de 2007, incluído nas demonstrações financeiras deste Relatório Anual.

Não há alterações significativas em nossos controles internos ou nos controles internos da PifCo ou em outros fatores que podem afetar de forma significativa esses controles durante todo o ano de 2006 e subseqüentemente à data das avaliações da administração.

197

Programa Integrado de Sistemas e Métodos de Avaliação de Controles Internos — Prisma

O Programa Integrado de Sistemas e Métodos de Avaliação de Controles Internos, Prisma, parte de nossa agenda estratégica e atualmente supervisionado pelo Escritório de Administração de Controle Geral da Empresa, concluiu seu trabalho para atender às exigências do Artigo 404 da Lei Sarbanes-Oxley.

As atividades da Prisma em 2006 foram conduzidas com a orientação do Comitê de Administração de Controle Interno e monitorado pelo Comitê de Auditoria. Essas atividades incluíram o mapeamento, a documentação e manutenção da estrutura de controle interno para reduzir quaisquer riscos relacionados ao nosso sistema de relatórios financeiros consolidados. Nosso Escritório de Administração de Controle Geral continuou a implementar a melhor governança corporativa e práticas de controle a respeito de todos os aspectos de nossos negócios, serviços, setores financeiros e de tecnologia da informação, de acordo com o Public Company Accounting Oversight Board (PCAOB), o Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO), e o Control Objectives for Information e Related Technology (COBIT).

Aprovamos o projeto dos processos e controles que causariam um impacto nas demonstrações financeiras consolidadas. Quaisquer desvantagens que possam deteriorar potencialmente a certificação de nossos controles internos foram eliminadas. As auditorias internas do sistema, organizadas pelo Conselho de Administração, aplicaram novos testes de efetividade de controle. Os testes indicaram que não havia deficiências ou desvantagens que possam comprometer nosso julgamento a respeito da estrutura de controle, em empresas particulares ou com relação aos nossos processos e tecnologia da informação, de forma mais ampla.

A documentação de nossos projetos dos processos, controles e testes de efetividade é protegida regularmente em um sistema de administração de controle interno integrado que monitora automaticamente o fluxo de papel e responsabilidade, e possibilita que todos os níveis da administração aprovem a estrutura do controle interno, incluindo o Diretor Financeiro e o Presidente. Quaisquer gerentes, o Escritório de Administração de Controle Interno Geral, Auditoria Interna, Diretoria Executiva, e o Comitê de Auditoria, podem analisar a situação atualizada de nossos controles internos do sistema em qualquer momento.

ITEM 16A. PERITO FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA

Em 17 de junho de 2005, nosso Conselho de Administração aprovou a nomeação de um comitê de auditoria para fins da à Lei Sarbanes-Oxley de 2002. Nosso Conselho de Administração determinou Fabio Colletti Barbosa como o perito financeiro do comitê de auditoria, e ele é independente, conforme definido no Artigo 17 do CRF, 240.10A-3. O conselho de administração da PifCo atualmente serve como seu comitê de auditoria para os fins da Lei Sarbanes-Oxley de 2002. O conselho de administração da PifCo determinou que Marcos Antonio Silva Menezes é um “perito financeiro do comitê de auditoria” dentro do significado deste Item 16A. O Sr. Menezes não é independente, conforme definido no Artigo 17 do CRF, 240.10A-3.

ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA

Adotamos um Código de Ética aplicável a nossos funcionários e diretores executivos e um Código de Boas Práticas aplicável para nossos conselheiros e diretores executivos, sendo que ambos se aplicam também à PifCo. Em 2006, revisamos e atualizamos nosso Código de Ética. Nenhuma renúncia das disposições do Código de Ética ou do Código de Boas Práticas é permitida. Os dois documentos estão disponíveis no website da Petrobras: www.petrobras.com.br/relaçõescomoinvestidor/governança corporativa.

198

ITEM 16C. PRINCIPAIS TAXAS E SERVIÇOS CONTÁBEIS

Principais Taxas Contábeis

Taxas de Auditoria e Não Auditoria

Petrobras

A tabela a seguir estabelece as taxas cobradas da Petrobras pelos nossos auditores financeiros, KPMG Auditores Independentes , durante os exercício findo em 31 de dezembro de 2006 e Ernst & Young Auditores Independentes S/S, durante o exercício findo em 2005:

Exercício findo em 31 de dezembro de

2006 2005 (em milhares de reais) Taxas de auditoria .................................................................................................................. 17.254 10.876 Taxas relacionadas a auditoria............................................................................................... 3.939 3.441 Impostos .................................................................................................................................. 1.467 584

Total de taxas ......................................................................................................... 22.660 14.901

As taxas de auditoria da tabela acima são as taxas totais de auditoria cobradas pela KPMG Auditores Independentes e Ernst & Young Auditores Independentes S/S com relação à auditoria de nossas demonstrações financeiras anuais (U.S. GAAP e BR GAAP), revisões interinas (U.S. GAAP e BR GAAP), auditorias subsidiárias (U.S. GAAP e BR GAAP, entre outros) e revisão de documentos periódicos registrados junto à SEC. Em 2006, as taxas de auditoria incluem o total das taxas cobradas pela KPMG Auditores Independentes, no valor de R$ 2.063 mil, com relação à auditoria dos controles internos. As taxas relacionadas a auditoria na tabela acima são as taxas totais cobradas pela KPMG Auditores Independentes e Ernst & Young Auditores Independentes S/S para garantia e serviços relacionados que estiverem razoavelmente relacionados ao desempenho da auditoria ou das revisões de nossas demonstrações financeiras e não estiverem reportadas em “Taxas de Auditoria” nem em “Taxa de Auditoria relacionadas à SOX”.

As taxas da tabela acima são taxas cobradas pela KPMG Auditores Independentes e Ernst & Young Auditores Independentes S/S pelos serviços relacionados a análises de conformidade fiscal da declaração de imposto federal anual e procedimentos a respeito de impostos sobre lucro e vendas.

PifCo

A tabela a seguir estabelece as taxas cobradas da PifCo por seus auditores independentes, KPMG Auditores Independentes, durante os exercícios fiscais findos em 31 de dezembro de 2006 e Ernst & Young Auditores Independentes S/S durante o exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2005:


2006 2005 (em milhares de reais) Taxas de auditoria .................................................................................................................. 252,8 318,3 Taxas relacionadas à auditoria............................................................................................... 39,8 —

Total de taxas ......................................................................................................... 292,6 318,3

As Taxas de Auditoria são as taxas totais cobradas pela KPMG Auditores Independentes e Ernst & Young Auditores Independentes S/S pela garantia e serviços relacionados que estão razoavelmente relacionados à realização da auditoria ou revisões das demonstrações financeiras da PifCo, e não estão reportadas em Taxas de Auditoria. As taxas divulgadas na categoria “Taxas Relacionadas a Auditoria” estão relacionadas principalmente aos

199

serviços prestados em relação à emissão dos títulos da PifCo nos mercados de capitais internacionais e seu programa de pré-pagamento de exportação.

Políticas e Procedimentos de Aprovação do Comitê de Auditoria

Nosso comitê de auditoria tem autoridade para recomendar ao nosso Conselho de Administração políticas e procedimentos de pré-aprovação para contratação por nós ou pela PifCo de serviços de auditores independentes. Atualmente, nosso Conselho de Administração ainda não estabeleceu tais políticas e procedimentos de pré-aprovação. Nosso Conselho de Administração aprova expressamente caso a caso qualquer contratação de nossos auditores independentes para todos os serviços prestados a nossas subsidiárias ou à Petrobras. Nossos estatutos proíbem nossos auditores independentes de prestar quaisquer serviços de consultoria a nossas subsidiárias ou à Petrobras durante o período de vigência de tais contratos de auditoria.

ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM EM BOLSA PARA OS COMITÊS DE AUDITORIA

De acordo com as normas do comitê de auditoria de empresas listadas da NYSE e da SEC, devemos cumprir a Norma 10A-3 da Exchange Act, que exige que estabeleçamos um comitê de auditoria composto de membros do Conselho de Administração que cumpram exigências especificadas. Com base na isenção da Norma 10A-3(b)(iv)(E), designamos dois membros de nosso comitê de auditoria, Francisco Roberto de Albuquerque e Arthur Antônio Sendas, que são designados do governo brasileiro, que é uma de nossas coligadas. Em nossa avaliação, os atos desses membros independentemente no cumprimento das responsabilidades de um membro do comitê de auditoria de acordo com a Lei Sarbanes-Oxley e cumprir as outras exigências da Norma 10A-3.

ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS PATRIMONIAIS PELO EMISSOR E POR COMPRADORES AFILIADOS

Petrobras

Durante o exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2006, nem nós, nem nenhum “comprador coligado”, conforme definição na Norma 10b-18 (a)(3) da Lei de Mercado de Capitais de 1934, compramos quaisquer de nossos títulos patrimoniais. Em 15 de dezembro de 2006, aprovamos um programa de recompra de ações e podemos recomprar ações durante 2007.

ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Não aplicável.

ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Vide as páginas F-1 a F-211, incorporadas ao presente documento por referência.

200

ITEM 19. ANEXOS

-

No. Descrição 1.1 Estatutos Alterados da Petróleo Brasileiro S.A.-Petrobras (juntamente com uma versão em inglês) (incorporados por

referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 (Registro No. 1-15106)).

1.2 Memorando e Contrato Social da Petrobras International Finance Company (incorporados por referência ao Documento

1 ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1 de julho de 2002, e alterações a estes, registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)). O Contrato e Estatuto Social da PifCo foram alterados pela última vez em 7 de maio de 2007. A Sede da PifCo está funcionando atualmente no Registro Oficial da Empresa nas Ilhas Cayman para registrar um novo Contrato e Estatuto Social alterado da PifCo que reflete as seguintes alterações: a) uma contribuição de capital total capital no valor de US$ 300.050.000,00; b) o novo número resultante de 300.050.000 ações, com valor nominal de US$ 1,00; e c) objetos maiores pelos quais os planos da empresa de realizar seus negócios no futuro próximo.

2.1 Contrato de Depósito, com data de 14 de julho de 2000, entre a Petrobras e o Citibank, N.A., como depositários, e

detentores registrados e legítimos proprietários de tempos em tempos de American Depositary Shares, representando as ações ordinárias da Petrobras (incorporado por referência ao Documento de Registro da Petrobras no Formulário F-6 registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 17 de julho de 2000 (Registro No. 333-123000)).

2.2 Contrato de Depósito Alterado e Consolidado, com data de 21 de fevereiro de 2001, entre a Petrobras e o Citibank,

N.A., como depositários, e detentores registrados e legítimos proprietários de tempos em tempos de American Depositary Shares, representando as ações preferenciais da Petrobras (incorporado por referência ao Documento 4.1 da Emenda No. 1 ao Registro da Petrobras no Formulário F-1, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 3 de julho de 2001 (Registro No. 333-13660)).

2.3 Emenda No. 1, com data de 23 de março de 2001, ao Contrato de Depósito Alterado e Consolidado com data de 21 de

fevereiro de 2001, entre a Petrobras, Citibank, N.A., como depositários, e detentores registrados e legítimos proprietários de tempos em tempos de American Depositary Shares, representando as ações preferenciais da Petrobras (incorporada por referência ao Documento 4.2 da Emenda No. 1 ao Registro da Petrobras no Formulário F-1, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 3 de julho de 2001 (Registro No. 333-13660)).

2.4 Escritura, com data de 19 de julho de 2002, entre a Petrobras e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário

(incorporada por referência ao documento 4.4 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petrobras no Formulário F-3, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 5 de julho de 2002, e alterações registradas em 19 de julho de 2002 e 14 de agosto de 2002 (Registro No. 333-92044-01)).

2.5 Escritura, com data de 19 de julho de 2002, entre a Petrobras International Finance Company e JPMorgan Chase Bank,

como Agente Fiduciário (incorporada por referência ao documento 4.5 do Registro da Petrobras International Finance Company e a Petrobras no Formulário F-3, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 5 de julho de 2002, e alterações registradas em 19 de julho de 2002 e 14 de agosto de 2002 (Registro No. 333-92044-01)).

2.6 Primeira Escritura Suplementar, com data de 31 de março de 2003, entre a Petrobras International Finance company

(PifCo) e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário, relativa aos 9,00% dos Global Step-Up Notes com vencimento em 2008 (incorporada por referência ao documento 2.6 do relatório anual da Petrobras no formulário 20-F para o exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2002, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2002 (Registro No. 1-15106)).

2.7 Segunda Escritura Suplementar, com data de 2 de julho de 2003, entre a Petrobras International Finance Company

(PifCo) e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário, relativa aos 9,125% de juros dos Global Step-Up Notes com vencimento em 2013 (incorporada por referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, registrada junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 (Registro No. 1-15106)).

201

2.8 Segunda Escritura Suplementar Alterada e Consolidada, com data inicial de 2 de julho de 2003, alterada e consolidada em 18 de setembro de 2003, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário, relativa aos 9,125% de juros dos Global Notes com vencimento em 2013 (incorporada por referência ao Relatório anual no Formulário 20-F da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 (Registro No. 1-15106)).

2.9 Terceira Escritura Suplementar, com data de 10 de dezembro de 2003, entre Petrobras International Finance Company

(PifCo) e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário, relativa aos 8,375% de juros dos Global Notes com vencimento em 2018 (incorporada por referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras, registrado junto à Comissão Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 (Registro No. 1-15106)).

2.10 Escritura, com data de 9 de maio de 2001, entre Petrobras International Finance Company e The Bank of New York,

como Agente Fiduciário, relativa aos 97/8% de juros dos Senior Notes com vencimento em 2008 (incorporadas por referência ao Documento 4.1 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 333-14168)).

2.11 Escritura Suplementar, com data de 26 de novembro de 2001, entre a Petrobras International Finance Company e The

Bank of New York, como Agente Fiduciário, relativa aos 97/8% de juros dos Senior Notes com vencimento em 2008 (incorporada por referência ao Documento 4.2 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 333-14168)).

2.12 Escritura, com data de 6 de julho de 2001, entre a Petrobras International Finance Company e The Bank of New York,

como Agente Fiduciário, relativa aos 9 ¾% dos Senior Notes com vencimento em 2011 (incorporada por referência ao Documento 4.1 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 333-14170)).

2.13 Escritura Suplementar, com data de 26 de novembro de 2001, entre a Petrobras International Finance Company e The

Bank of New York, como Agente Fiduciário, relativa aos 9 ¾% de juros dos Senior Notes com vencimento em 2011 (incorporada por referência ao Documento 4.2 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 333-14170)).

2.14 Escritura, com data inicial de 4 de fevereiro de 2002, conforme alteração e consolidação de 28 de fevereiro de 2002,

entre a Petrobras International Finance Company e The Bank of New York, como Agente Fiduciário, relativa aos 91/8% dos Senior Notes com vencimento em 2007 (incorporada por referência ao Documento 2.19 do Relatório Anual alterado no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 13 de dezembro de 2002 (Registro No. 333-14168)).

2.15 Contrato de Registro de Direitos, com data de 9 de maio de 2001, entre Petrobras International Finance Company,

Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e USB Warburg LLC, Bank of America Securities LLC, J.P. Morgan Securities Inc., RBC Dominion Securities Corporation e Santander Central Hispano Investment Securities Inc. (incorporado por referência ao Documento 4.4 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4 registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 333-14168)).

2.16 Contrato de Registro de Direitos, com data de 6 de julho de 2001, entre Petrobras International Finance Company,

Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e USB Warburg LLC, Bank of America Securities LLC, J.P. Morgan Securities Inc., RBC Dominion Securities Corporation e Santander Central Hispano Investment Securities Inc. (incorporado por referência ao Documento 4.4 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4 registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 333-14170)).

2.17 Contrato de Registro de Direitos, com data inicial de 4 de fevereiro de 2002, conforme alteração e consolidação de 28

de fevereiro de 2002, entre Petrobras International Finance Company, Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras, UBS Warburg LLC e Morgan Stanley & Co. Incorporated (incorporado por referência ao Documento 2.20 do Relatório Anual alterado no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 13 de dezembro de 2002 (Registro No. 333-14168)).

202

2.18 Standby Purchase Agreement, com data de 9 de maio de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e The Bank of New York (incorporado por referência ao Documento 4.5 do Registro da Petrobras International Finance Company e Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 333-14168)).

2.19 Emenda No. 1 ao Standby Purchase Agreement, com data de 26 de novembro de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—

Petrobras e The Bank of New York, como Agente Fiduciário (incorporada por referência ao Documento 4.6 do Registro da Petrobras International Finance Company e Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 333-14168)).

2.20 Standby Purchase Agreement, com data de 6 de julho de 2001, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e The Bank

of New York (incorporado por referência ao Documento 4.5 do Registro da Petrobras International Finance Company e Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 333-14170)).

2.21 Standby Purchase Agreement, com data inicial de 4 de fevereiro de 2002, conforme alteração e consolidação de 28 de

fevereiro de 2002, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e The Bank of New York, como Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Documento 2.21 do Relatório Anual alterado no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 13 de dezembro de 2002 (Registro No. 333-14168)).

2.22 Standby Purchase Agreement, com data de 31 de março de 2003, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e

JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Documento 2.15 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.23 Standby Purchase Agreement, com data de 2 de julho de 2003, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e JPMorgan

Chase Bank, como Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 e alteração registrada em 26 de julho de 2004 (Registro No. 333-14168)).

2.24 Standby Purchase Agreement Alterado e Consolidado, com data inicial de 2 de julho de 2003, conforme alteração e

consolidação de 18 de setembro de 2003, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 e alteração registrada em 26 de julho de 2004 (Registro No. 333-14168)).

2.25 Standby Purchase Agreement, com data de 10 de dezembro de 2003, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e

JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 e alteração registrada em 26 de julho de 2004 (Registro No. 333-14168)).

2.26 Contrato de Compra de Títulos (Notes Purchase Agreement), com data de 29 de janeiro de 2002, entre a Petrobras

International Finance Company e UBS Warburg LLC e Morgan Stanley & Co. Incorporated (incorporado por referência ao Documento 2.13 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho de 2002, e alterações a este que foram registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.27 Contrato Master de Exportação, com data de 21 de dezembro de 2001, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e a

Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao Documento 2.14 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho de 2002, e alterações a este que foram registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.28 Emenda ao Contrato Master de Exportação, com data de 21 de maio de 2003, entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras

e Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao Documento 2.18 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).

203

2.29 Acordo de Depositário (Depositary Agreement), com data de 21 de dezembro de 2001, entre U.S. Bank, National Association, Filial das Ilhas Cayman, na capacidade Agente Fiduciário do PF Export Receivables Master Trust, Citibank, N.A., na capacidade de Intermediário de Obrigações (Securities Intermediary), e Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao Documento 2.15 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho de 2002, e alterações a este que foram registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.30 Carta-Convênio (Letter Agreement) relativo ao Acordo de Depositário, com data de 16 de maio de 2003 (incorporado

por referência ao Documento 2.20 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.31 Contrato de Serviços Administrativos, com data de 21 de dezembro de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras,

como Agente de Entrega e Vendas (Delivery e Sales Agent), e Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao Documento 2.16 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho de 2002, e alterações a este que foram registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.32 Carta-Convênio (Letter Agreement) relativo ao Contrato de Serviços Administrativos, com data de 16 de maio de 2003

(incorporado por referência ao Documento 2.22 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.33 Escritura Fiduciária Alterada e Consolidada, com data de 21 de dezembro de 2001, entre U.S. Bank, National

Association, Filial das Ilhas Cayman, na capacidade de Agente Fiduciário do PF Export Receivables Master Trust, Citibank, N.A., na capacidade de Agente Pagador, Agente de Transferência (Transfer Agent), Agente de Registro e Banco Depositário, e Petrobras International Finance Company, como Prestadora de Serviços (incorporada por referência ao Documento 2.17 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho de 2002, e alterações a esta que foram registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.34 Contrato de Compra de Recebíveis, com data de 21 de dezembro de 2001, entre Petrobras Finance Ltd., Petróleo

Brasileiro S.A.—Petrobras e U.S. Bank, National Association, Filial das Ilhas Cayman, unicamente na capacidade de Agente Fiduciário do PF Export Receivables Master Trust (incorporado por referência ao Documento 2.18 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho 2002, e alterações a este que foram registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.35 Contrato de Compra de Recebíveis Alterado e Consolidado, com data de 21 de maio de 2003, entre Petrobras Finance

Ltd., Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e U.S. Bank, National Association, Filial das Ilhas Cayman, unicamente na capacidade de Agente Fiduciário do PF Export Receivables Master Trust (incorporado por referência ao Documento 2.25 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.36 Acordo de Pagamento Antecipado, com data de 21 de dezembro de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e

Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao Documento 2.26 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.37 Acordo de Pagamento Antecipado Alterado e Consolidado, com data de 2 de maio de 2003, entre Petróleo Brasileiro

S.A.—Petrobras e Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao Documento 2.27 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).

2.38 Quarta Escritura Suplementar, com data de 15 de setembro de 2004, entre Petrobras International Finance Company

(PifCo) e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário, e Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras relativa aos 7,75% dos Global Notes com vencimento em 2014 (incorporado por referência ao Documento 2.38 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras e Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2005 (Registro No. 333-14168)).

204

2.39 Standby Purchase Agreement, com data de 15 de setembro de 2004, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Documento 2.39 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras e Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2005 (Registro No. 333-14168)).

2.40 Quinta Escritura Complementar, datada de 6 de outubro de 2006, entre a Petrobras International Finance Company

(PifCo) e JPMorgan Chase Bank, na qualidade de Fiduciário, e a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras com relação a Global Notes de 6,125% com vencimento em 2016.

2.41 Standby Purchase Agreement datado de 6 de outubro de 2006, entre a Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras e JPMorgan

Chase Bank, na qualidade de Fiduciários. 2.42 Quinta Escritura Complementar Alterada e Consolidada, inicialmente datada de 6 de outubro de 2006, conforme

alterada e reformulada em 7 de fevereiro de 2007, entre a Petrobras International Finance Company (PifCo) e o Bank of New York, na qualidade de sucessor do JPMorgan Chase Bank, N.A., na qualidade de Fiduciário, e Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras com relação ao Global Notes de 6,125% com vencimento em 2016.

2.43 Standby Purchase Agreement, inicialmente datado de 6 de outubro de 2006, alterado e reformulado em 7 de fevereiro de

2007, entre a Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras e o Banco de Nova York, na qualidade de sucessor do JPMorgan Chase Bank, N.A., na qualidade de fiduciário.

O valor dos títulos de dívida de longo prazo da Petrobras autorizado de acordo com um dado instrumento não exceda

10% de seu total de ativos de uma forma consolidada. A Petrobras neste ato concorda em fornecer para a SEC, mediante sua solicitação, uma cópia de qualquer instrumento definindo os direitos de detentores de sua dívida de longo prazo ou de suas subsidiárias cujas demonstrações financeiras consolidadas ou não consolidadas são exigidas a serem registradas.

4.1 Tipo de Contrato de Concessão para Exploração, Desenvolvimento e Produção de óleo bruto e gás natural realizado

entre a Petrobras e a ANP (incorporado por referência ao Documento 10.1 do Registro da Petrobras no Formulário F-1 registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 14 de julho de 2000 (Registro No. 333-12298)).

4.2 Contrato de Compra e Venda de gás natural, realizado entre a Petrobras e Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos-

YPFB (juntamente com uma versão em inglês) (incorporado por referência ao Documento 10.2 do Registro da Petrobras no Formulário F-1 registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 14 de julho de 2000 (Registro No. 333-12298)).

8.1 Relação de subsidiárias. 10.1 Carta de Anuência de DeGolyer e MacNaughton. 12.1 Certificados da Petrobras de acordo com a Seção 302 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002. 12.2 Certificados da PifCo de acordo com a Seção 302 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002. 13.1 Certificados da Petrobras de acordo com a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002. 13.2 Certificados da PifCo de acordo com a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.

205

GLOSSÁRIO DOS TERMOS DO SETOR DE PETRÓLEO

Salvo do contexto indicar de outra forma, os termos a seguir terão os significados demonstrados abaixo:

“barris” ou “bbls” Barris de petróleo bruto.

“fracionamento catalítico”

Um processo em que as moléculas de hidrocarboneto são quebradas (fracionadas) em pequenas frações pela ação de um catalisador.

“m3/d” Metro cúbico por dia

“condensar” Leves substâncias de hidrocarboneto produzidas com gás natural que condensam em líquido à temperaturas e pressões normais, associadas ao equipamento de produção da superfície.

“petróleo bruto” Petróleo bruto, incluindo LGNs.

“destilação” Um processo em que os líquidos são separados ou refinados por vaporização seguida de condensação.

“petróleo bruto pesado”

Petróleo bruto com densidade API menor ou igual a 27°C.

“petróleo bruto leve” Petróleo bruto com densidade API maior ou igual a 27°C.

“LPG” Gás de petróleo liquefeito, que é uma mistura de hidrocarbonetos saturados e não saturados, com até cinco átomos de carbono, utilizado como combustível doméstico.

“LGNs” Líquidos de gás natural, que são leves substâncias de hidrocarboneto produzidas com gás natural, que condensam em líquido em temperaturas e pressões normais.

“Reservas provadas” Reservas provadas de petróleo e gás são os volumes estimados de petróleo bruto; gás natural e líquidos de gás natural, cujos dados geológicos e de engenharia demonstrem com razoável grau de certeza, poderem ser exploradas em anos futuros a partir de reservatórios conhecidos, sob condições econômicas e operacionais existentes, ou seja, com preços e custos da data da estimativa. Os preços levam em consideração apenas as alterações nos preços contratualmente previstas, mas não reajustes baseados em condições futuras.

“Reservas provadas desenvolvidas”

As reservas provadas desenvolvidas são reservas que poderão ser exploradas por meio de poços existentes com equipamentos e métodos operacionais existentes. Aqui se incluem os volumes adicionais esperados de petróleo e gás que serão obtidos através do emprego de injeção fluida ou outras técnicas de recuperação aperfeiçoadas para incrementar as forças e mecanismos naturais de recuperação primária, apenas depois de testados por um projeto piloto ou depois da operação de um programa instalado confirmado através da resposta na produção que o aumento de recuperação seja alcançado.

“Reservas provadas não desenvolvidas”

Reservas provadas não desenvolvidas são reservas que esperam ser exploradas a partir de novos poços localizados em áreas não perfuradas, ou a partir de poços existentes que requerem despesa relativamente maior para que sejam re-explorados, não incluindo reservas nas quais poderá ser empregada a técnica de injeção fluida ou outra técnica de recuperação mais aperfeiçoada, somente quando tais técnicas tenham se mostrado eficazes por meio de testes efetivos na área e no mesmo reservatório. As reservas indicadas acima limitam-se às unidades cujo custo de perfuração compense o custo de produção quando tal produção puder ser comprovada com razoável grau de certeza à época da perfuração. As reservas provadas de outras unidades em áreas não perfuradas são exploradas apenas quando ficar demonstrado que poderá haver continuidade de produção.

206

ABREVIAÇÕES

Bbl Barril Bcf Bilhões de pés cúbicos Boe Barris de óleo equivalente Bpd Barris por dia Cf Pés cúbicos Km Quilômetro Km2 Quilômetros quadrados Mbbl Mil barris Mboe Mil barris de óleo equivalente Mbpd Mil barris por dia Mcf Mil pés cúbicos MMbbl Milhão de barris MMboe Milhão de barris de óleo equivalente. Mmbtu Milhões de unidades térmicas britânicas MMcf Milhão de pés cúbicos MMcmd Milhão de metros cúbicos por dia MMcfpd Milhão de pés cúbicos por dia MMscfd Milhão de pés cúbicos padrão por dia MW Megawatts m3 Metros cúbicos P$ Pesos argentinos R$ Reais brasileiros US$ Dólares norte-americanos

TABELA DE CONVERSÃO

1 barril = 42 galões US

1 barril de óleo equivalente doméstico

= 1 barril de petróleo. = 5.614,4 pés cúbicos de gás natural até 31.12.99 e 6.000 pés cúbicos de gás natural a partir 31.12.00.

1 barril de óleo equivalente internacional

= 1 barril de petróleo. = 6.000,0 pés cúbicos de gás natural

1 metro cúbico de gás natural

= 35,314 pés cúbicos = 0,0063 barris de óleo equivalente.

1 Km = 0,625 milha

1 acre = 0,004047 km²

1 Km2 = 247,1 acres

1 tonelada de petróleo = 1 tonelada métrica (1.000 quilogramas de petróleo)

= Cerca de 7,5 barris de petróleo (pressupondo um índice de gravidade pressão atmosférica de 37° API)

1 metro = 3,2808 pés

207

ASSINATURAS

De acordo com as exigências do art. 12 do Securities Exchange Act de 1934, a requerente, Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS, por este ato certifica que atende a todas as exigências para o arquivamento do Formulário 20-F e devidamente fez com que o presente Relatório Anual fosse firmado por sua conta pelo abaixo-assinado para tanto devidamente autorizado, na cidade do Rio de Janeiro, em 25 de junho de 2007.

Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS

Por: /s/ JOSÉ SÉRGIO GABRIELLI DE AZEVEDO Nome: José Sérgio Gabrielli de Azevedo Cargo: Presidente

Por: /s/ ALMIR GUILHERME BARBASSA Nome: Almir Guilherme Barbassa Cargo: Diretor Financeiro

208

ASSINATURAS

De acordo com as exigências do art. 12 do Securities Exchange Act de 1934, a requerente, Petrobras International Finance Company - PifCo, por este ato certifica que atende a todas as exigências para o arquivamento do Formulário 20-F e devidamente fez com que o presente Relatório Anual fosse firmado por sua conta pelo abaixo-assinado para tanto devidamente autorizado, na cidade do Rio de Janeiro, em 25 de junho de 2007.

Petrobras International Finance Company - PifCo

Por: /s/ DANIEL LIMA DE OLIVEIRA Nome: Daniel Lima de Oliveira Cargo: Presidente

Por: /s/ SÉRVIO TÚLIO DA ROSA TINOCO Nome: Sérvio Túlio da Rosa Tinoco Cargo: Diretor Financeiro

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras e controladas (Tradução livre do original em inglês)

Demonstrações Contábeis Consolidadas em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 com Parecer dos Auditores Independentes Registrados no PCAOB

(Tradução Livre Do Original Em Inglês)

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS

Índice

Parecer dos Auditores Independentes Registrados no PCAOB, KPMG............................F-1 Parecer dos Auditores Independentes Registrados no PCAOB, Ernst & Young ...............F-4 Balanços Patrimoniais Consolidados .................................................................................F-6 Demonstrações Consolidadas do Resultado.......................................................................F-8 Demonstrações Consolidadas dos Fluxos de Caixa .........................................................F-10 Demonstrações Consolidadas das Mutações do Patrimônio Líquido...............................F-12 Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis Consolidadas

1. A Companhia e suas Operações ......................................................................................F-15 2. Sumário das Principais Práticas Contábeis ...................................................................F-16 3. Imposto de Renda e Contribuição Social .......................................................................F-32 4. Caixa e Equivalentes a Caixa ..........................................................................................F-37 5. Títulos e Valores Mobiliários ..........................................................................................F-37 6. Contas a Receber, Líquidas.............................................................................................F-39 7. Estoques.............................................................................................................................F-40 8. Impostos a Recuperar ......................................................................................................F-41 9. Imobilizado, Líquido ........................................................................................................F-42 10. Participações em Companhias não Consolidadas e Outros Investimentos.................F-52 11. Conta Petróleo e Álcool - Créditos junto ao Governo Federal.....................................F-55 12. Financiamentos .................................................................................................................F-56 13. Receitas (Despesas) Financeiras, Líquidas.....................................................................F-67 14. Projetos Estruturados ......................................................................................................F-68 15. Arrendamento Mercantil .................................................................................................F-75 16. Obrigações com Benefícios Pós-Aposentadoria e Outros Benefícios...........................F-76 17. Patrimônio Líquido ..........................................................................................................F-95 18. Aquisições no Brasil e no Exterior ................................................................................F-105 19. Compromissos e Contingências.....................................................................................F-115 20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos .......F-138 21. Instrumento Derivativo Utilizado em Operações de Gás Natural .............................F-144 22. Instrumentos Financeiros...............................................................................................F-145 23. Informações sobre Segmentos de Negócios ..................................................................F-147 24. Transações com Partes Relacionadas ...........................................................................F-160 25. Contabilização dos Custos de Abandono de Poços Exploratórios .............................F-162 26. Eventos Subseqüentes ....................................................................................................F-167

Informações Adicionais sobre Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás (Não Auditadas) ......................................................................................................F-171

F-1

Parecer dos auditores independentes registrados no PCAOB (*)

(Tradução livre do original em inglês) Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Auditamos o balanço patrimonial consolidado da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras (e subsidiárias) em 31 de dezembro de 2006, e as respectivas demonstrações de resultado, do patrimônio líquido, e os fluxos de caixa para o exercício findo em 31 de dezembro de 2006. Também examinamos a avaliação da administração, incluída no Relatório da Administração sobre controles internos referente ao processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis (ICOFR), de que a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (e subsidiárias) manteve controle efetivo sobre as demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2006 com base no critério estabelecido em Controle Interno – Estrutura Integrada emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora (COSO) da Comissão de Treadway. A administração da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras é responsável por essas demonstrações contábeis consolidadas, por manter controle interno efetivo sobre as demonstrações contábeis e pela avaliação da efetividade do controle interno sobre as demonstrações contábeis. Nossa responsabilidade é expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis consolidadas, uma opinião sobre avaliação da administração e uma opinião sobre a efetividade dos controles internos da Companhia sobre o processo de preparação e elaboração de demonstrações contábeis com base em nossa auditoria. O balanço patrimonial consolidado da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras em 31 de dezembro de 2005 e as respectivas demonstrações dos resultados consolidadas, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para cada um dos exercícios no período encerrado em 31 de dezembro de 2005 e 2004, foram auditadas por outros auditores independentes que, sobre elas, emitiram um parecer sem ressalvas, datado de 17 de fevereiro de 2006.

F-2

Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas do Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB - Public Company Accounting Oversight Board). Estas normas requerem que uma auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis não contêm erros materiais e de que os controles internos sobre as demonstrações contábeis são efetivos em todos os aspectos materiais. Nossa auditoria das demonstrações contábeis compreende ainda a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados nas demonstrações contábeis, a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Nossa auditoria sobre os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis incluem obter um entendimento dos controles internos sobre demonstrações contábeis, analise da avaliação da administração, teste e avaliação do desenho e da efetividade operacional dos controles internos, e realização de outros procedimentos que consideramos necessários nas circunstâncias. Acreditamos que nossos exames proporcionam uma base adequada para emitirmos nossa opinião. O processo de controles internos sobre as demonstrações contábeis de uma companhia é elaborado para garantir segurança razoável quanto à confiabilidade sua preparação para fins externos de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos sobre os o processo de preparação e divulgação de demonstrações de contábeis incluem aquelas políticas e procedimentos que (1) se referem à manutenção dos registros que, com detalhe razoável, refletem com exatidão e satisfatoriamente as transações e vendas dos ativos; (2) forneçam segurança razoável de que as transações são registradas conforme necessário para permitir a preparação das demonstrações contábeis de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos, e que recebimentos e gastos vêm sendo feitos somente com autorizações da administração e seus diretores; e (3) forneçam segurança razoável relativa à prevenção ou a detecção oportuna da aquisição, uso ou venda não autorizada dos ativos que possam ter um efeito significativo sobre as demonstrações contábeis. Devido às suas limitações inerentes, os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis podem não evitar ou detectar erros. Além disso, projeções de qualquer avaliação de efetividade para futuros períodos estão sujeitas ao risco de que os controles possam tornar-se inadequados devido a mudanças nas condições, ou devido ao fato de que o grau de conformidade com as políticas e procedimentos pode diminuir. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas referidas anteriormente representam, adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras em 31 de dezembro de 2006, e os resultados de suas operações e seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos EUA. Adicionalmente, em nossa opinião, a avaliação da administração de que a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras manteve controles internos efetivos sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2006, está adequadamente apresentada, em todos os aspectos relevantes, com base no critério estabelecido em Controle Interno—Estrutura Integrada emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora (COSO) da Comissão de Treadway. Adicionalmente, em nossa opinião, a Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras manteve, em todos os aspectos relevantes, controles internos efetivos sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2006, com base no critério estabelecido em Controle Interno—Estrutura Integrada emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora (COSO) da Comissão de Treadway.

F-3

Conforme discutido na Nota 2(k) das demonstrações contábeis consolidadas, a Companhia adotou em 31 de dezembro de 2006 a norma sobre o reconhecimento e divulgações conforme disposto no Pronunciamento FASB Nº 158, Contabilização pelos Empregadores dos Planos de Previdência de Benefícios Definidos e Outros Planos Pós-aposentadoria. KPMG Auditores Independentes

Rio de Janeiro, Brasil 5 de abril de 2007 (*) Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB – Public Company

Accounting Oversight Board).

F-4

Tradução livre do original em inglês

PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES REGISTRADOS NO PCAOB (*) Ao Conselho de Administração e Acionistas da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS 1. Examinamos o balanço patrimonial consolidado da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A - PETROBRAS e suas subsidiárias levantado em 31 de dezembro de 2005, e as respectivas demonstrações consolidadas dos resultados, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa correspondentes a cada um dos dois exercícios findos no período de 31 de dezembro de 2005, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em nossos exames. 2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas do Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB – Public Company Accounting Oversight Board). Estas normas requerem que uma auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis não contêm erros materiais. Não fomos contratados para conduzir uma auditoria sobre a estrutura de controle interno da Companhia em relação a preparação e emissão de relatórios financeiros. Nossos exames consideraram esta estrutura de controle interno apenas como base para a definição dos procedimentos de auditoria adequados às circunstâncias, e não com o objetivo de emitir um parecer sobre a eficácia desta estrutura de controle interno. Consequentemente, não emitimos tal parecer. Uma auditoria compreende ainda a constatação, com base em testes, das evidências que suportam os valores e as informações divulgados nas demonstrações contábeis, a avaliação das práticas e estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Acreditamos que nossa auditoria proporciona uma base adequada para emitirmos este parecer. 3. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira consolidada da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS e suas subsidiárias em 31 de dezembro de 2005, e os resultados consolidados de suas operações e os seus fluxos de caixa referentes a cada um dos dois exercícios findos no período de 31 de dezembro de 2005, de acordo com as práticas contábeis adotadas nos Estados Unidos da América.

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4. Conforme mencionado na Nota 3, a partir de 31 de dezembro de 2004, a Companhia passou a adotar uma nova metodologia atuarial referente ao cálculo das obrigações acumuladas com benefícios, de acordo com o Pronunciamento SFAS 87.

Rio de Janeiro, 17 de Fevereiro de 2006

ERNST & YOUNG Auditores Independentes S/S

Paulo José Machado Sócio

(Tradução livre do original em inglês)

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS BALANÇOS PATRIMONIAIS CONSOLIDADOS 31 de dezembro de 2006 e 2005 (Em milhões de dólares norte-americanos)

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31 de dezembro 2006 2005 Ativo Circulante Caixa e equivalentes a caixa (Nota 4) 12.688 9.871 Títulos e valores mobiliários (Nota 5) 346 456 Contas a receber, líquidas (Nota 6) 6.311 6.184 Estoques (Nota 7) 6.573 5.305 Imposto de renda diferido (Nota 3) 653 479 Impostos a recuperar (Nota 8) 2.593 2.087 Adiantamentos a fornecedores 948 652 Outros ativos circulantes 843 750 30.955 25.784 Imobilizado, líquido (Nota 9) 58.897 45.920 Participações em empresas não consolidadas e outros investimentos (Nota 10) 3.262 1.810 Outros ativos Contas a receber, líquidas (Nota 6) 513 642 Adiantamentos a fornecedores 852 462 Conta petróleo e álcool – créditos junto ao Governo Federal (Nota 11) 368 329 Títulos governamentais 479 364 Títulos e valores mobiliários (Nota 5) 94 129 Depósitos vinculados para processos judiciais e garantias (Nota 19 (a)) 816 775 Impostos a recuperar (Nota 8) 1.292 639 Imposto de Renda Diferido (Nota 3) 61 7 Ágio (Nota 18) 243 237 Despesas antecipadas 244 246 Estoques (Nota 7) 210 236 Valor justo de operações de hedge para gás natural (Nota 20) - 547 Outros ativos 394 511 5.566 5.124 Total do ativo 98.680 78.638 As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS BALANÇOS PATRIMONIAIS CONSOLIDADOS (Continuação) 31 de dezembro de 2006 e 2005 (Em milhões de dólares norte-americanos)

As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.

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31 de dezembro 2006 2005 Passivo e Patrimônio Líquido Passivo Circulante Fornecedores 5.418 3.838 Financiamentos de curto prazo (Nota 12) 1.293 950 Parcela circulante dos financiamentos de longo prazo (Nota 12) 2.106 1.428 Parcela circulante dos projetos estruturados (Note 14) 2.182 2.413 Parcela circulante das obrigações de arrendamento mercantil (Note 15) 231 239 Juros provisionados 247 221 Imposto de renda e contribuição social a pagar 235 409 Outros impostos a pagar 3.122 3.014 Imposto de renda diferido (Nota 3) 8 6 Salários e encargos sociais 1.192 918 Dividendos e juros sobre capital próprio a pagar (Nota 17) 3.693 3.068 Contingências (Nota 19) 25 72 Adiantamentos de clientes 880 609 Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários - Plano de pensão (Nota 16) 198 206 Outras contas a pagar e provisões 956 770 21.786 18.161 Exigível a longo prazo Financiamentos de longo prazo (Nota 12) 10.510 11.503 Projetos estruturados (Nota 14) 4.192 3.629 Obrigações de arrendamento mercantil (Nota 15) 824 1.015 Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários – Plano de pensão (Nota 16) 4.645 3.627 Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários – Plano de saúde (Nota 16) 5.433 3.004 Imposto de renda diferido (Nota 3) 2.916 2.166 Provisão para abandono de poços (Nota 9 (d)) 1.473 842 Contingências (Nota 19) 208 238 Incentivo de prazo de pagamento estendido (Nota 21) - 144 Outros passivos 428 318 30.629 26.486 Participação minoritária 1.966 1.074 Patrimônio líquido Ações autorizadas e emitidas (Nota 17) Ações preferenciais – 2006 – 1.850.394.698 ações e 2005 - 1.849.478.028 ações 7.718 4.772 Ações ordinárias - 2006 e 2005 – 2.536.673.672 ações 10.959 6.929 Reserva de capital - incentivos fiscais (Nota 17) 174 159 Lucros acumulados: Apropriados (Nota 17) 23.704 20.095 A apropriar 10.541 11.968 Outros resultados abrangentes acumulados Ajustes de conversão acumulados (6.202) (9.432) Ajuste de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de impostos – plano de pensão (2.052) (1.930) Ajuste de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de impostos – plano de saúde (987) - Ganhos a realizar sobre títulos, disponíveis para venda líquidos de impostos 446 356 Perda não realizada no hedge de fluxo de caixa (2) - 44.299 32.917 Total do passivo e patrimônio líquido 98.680 78.638


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DO RESULTADO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhões de dólares norte-americanos, exceto a quantidade e valores por ação)


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Exercício findo em 31 de dezembro 2006 2005 2004

Vendas de produtos e serviços 93.893 74.065 51.954 Menos: ICMS e outros impostos sobre vendas e serviços (17.906) (14.694) (10.906) Contribuição de intervenção no domínio econômico – CIDE (3.640) (3.047) (2.620) Receita operacional líquida 72.347 56.324 38.428 Custo das vendas 40.061 29.828 21.279 Depreciação, exaustão e amortização 3.673 2.926 2.481 Exploração, incluindo poços exploratórios secos 934 1.009 613 Despesas de vendas, gerais e administrativas 4.989 4.474 2.901 Perda com ativos (“impairment”) (Nota 9 (e)) 21 156 65 Despesas com pesquisa e desenvolvimento 727 399 248 Outras despesas operacionais 1.081 1.453 480 Total de custos e despesas 51.486 40.245 28.067 Participação no resultado de empresas não consolidadas (Nota 10) 28 139 172 Receita financeira (Nota 13) 1.165 710 956 Despesa financeira (Nota 13) (1.340) (1.189) (1.733) Variações monetárias e cambiais sobre os ativos e passivos monetários, líquidas (Nota 13) 75 248 450 Despesa com benefícios aos participante aposentados (Nota 16) (1.017) (994) (650) Outros tributos (594) (373) (440) Outras despesas, líquidas (17) (28) (181) (1.700) (1.487) (1.426)

Lucro antes do imposto de renda, da contribuição social, da

participação minoritária e do item extraordinário 19.161 14.592 8.935


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DO RESULTADO (Continuação) Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhões de dólares norte-americanos, exceto a quantidade e valores por ação)


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Exercício findo em 31 de dezembro 2006 2005 2004 Despesa de imposto de renda (Nota 3) Corrente (5.011) (4.223) (2.114) Diferido (680) (218) (117) (5.691) (4.441) (2.231) Participação minoritária no resultado de empresas consolidadas (644) 35 (514) Lucro antes dos itens extraordinários 12.826 10.186 6.190 Ganhos extraordinários, líquidos de impostos (Nota 10 (b)) - 158 - Lucro líquido do exercício 12.826 10.344 6.190 Lucro líquido aplicável a cada classe de ações Ordinárias 7.417 5.982 3.580 Preferenciais 5.409 4.362 2.610 Lucro líquido do exercício 12.826 10.344 6.190 Lucro básico e diluído por ação (Nota 17 (c)) Ordinárias e preferenciais Antes do efeito dos itens extraordinários 2,92 2,32 1,41* Depois do efeito dos itens extraordinários 2,92 2,36 1,41* Lucro básico e diluído por ADS Antes do efeito dos itens extraordinários 11.68 9,28 5,64* Depois do efeito dos itens extraordinários 11.68 9,44 5,64* Média ponderada da quantidade de ações em circulação Ordinárias 2.536.673.672 2.536.673.672 2.536.673.672* Preferenciais 1.849.903.144 1.849.478.028 1.849.478.028* (*) Atualizado considerando o efeito do desdobramento das ações em quatro, ocorrido em 1º de setembro de 2005 (Ver Nota 17).


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DOS FLUXOS DE CAIXA Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhões de dólares norte-americanos)


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Exercício findo em 31 de dezembro 2006 2005 2004 Fluxos de caixa de atividades operacionais Lucro líquido do exercício 12.826 10.344 6.190 Ajustes para conciliação do lucro líquido com o caixa líquido gerado pelas atividades operacionais: Depreciação, exaustão e amortização 3.673 2.926 2.481 Custos com poços secos 493 597 520 Perda com imobilizado 225 292 231 Participação minoritária no resultado de empresas consolidadas 644 (35) 514 Imposto de renda e contribuição social diferidos 680 218 117 Perdas (ganhos) cambiais e monetárias 465 140 23 Juros sobre provisão para abandono 32 51 33 Perda com ativos da área de óleo e gás (“impairment”) 21 156 65 Provisão para devedores duvidosos 78 118 164 Participação no resultado de empresas não consolidadas (28) (139) (172) Receitas(despesas) financeiras de operações de hedge 434 170 (466) Outros - (8) 23 Redução (aumento) no ativo operacional Contas a receber 308 (1.510) (1.027) Conta petróleo e álcool (7) (9) (20) Juros a receber sobre títulos governamentais 4 3 (38) Estoques (533) 38 (1.527) Adiantamentos a fornecedores (552) (167) 3 Despesas antecipadas 32 38 (70) Impostos a recuperar (552) (540) (578) Outros 261 82 173 Aumento (redução) no passivo operacional Contas a pagar a fornecedores 1.385 275 838 Salários e encargos sociais 200 215 (20) Outros impostos a pagar (133) 566 (65) Imposto de renda e contribuição social a pagar (190) (56) 120 Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários – Plano de pensão 489 647 353 Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários – Plano de saúde 656 557 380 Juros incorridos 21 8 18 Contingências (79) (65) 81 Provisão para abandono (57) 325 (171) Outros passivos 281 (122) (18) Caixa líquido gerado por atividades operacionais 21.077 15.115 8.155


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DOS FLUXOS DE CAIXA (Continuação) Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhões de dólares norte-americanos)


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Exercício findo em 31 de dezembro 2006 2005 2004 Fluxos de caixa das atividades de investimento Adições ao imobilizado (14.643) (10.365) (7.718) Investimentos em empresas não consolidadas (187) (71) (142) Títulos e valores mobiliários 205 169 678 Aquisição da Liquigás Distribuidora S.A. - - (511) Aquisição de empresas comerciais e de refino dos EUA (416) - - Recursos provenientes de investimentos na Nigéria 199 - - Dividendos recebidos de empresas não consolidadas 130 60 53 Depósitos judiciais 31 - (103) Caixa líquido utilizado nas atividades de investimento (14.681) (10.207) (7.743) Fluxos de caixa das atividades de financiamento Financiamentos a curto prazo, líquidos de captações e pagamentos 228 (1.058) (680) Captações de financiamentos a longo prazo 2.251 1.697 1.457 Pagamentos do principal sobre financiamentos a longo prazo (2.555) (1.120) (1.160) Recompra de título - “ Notes” (Nota 12(c)) (1.046) - - Captações de projetos estruturados 1.524 1.492 971 Pagamentos relativos a projetos estruturados (1.209) (1.392) (652) Pagamentos de obrigações de arrendamento mercantil (334) (134) (331) Dividendos pagos aos acionistas (3.144) (2.104) (1.785) Dividendos pagos a acionistas minoritários (69) (6) (24) Caixa líquido utilizado em atividades de financiamento (4.354) (2.625) (2.204) Aumento (redução) de caixa e equivalentes a caixa 2.042 2.283 (1.792) Efeito das variações cambiais sobre caixa e equivalentes a caixa 775 732 304 Caixa e equivalentes a caixa no início do exercício 9.871 6.856 8.344 Caixa e equivalentes a caixa no final do exercício 12.688 9.871 6.856 Em 31 de dezembro 2006 2005 2004 Informações adicionais aos fluxos de caixa: Valores pagos durante o exercício a título de Juros, líquidos do montante capitalizado 877 1.083 995 Imposto de renda e contribuição social 4.686 3.843 2.054 Imposto de renda retido na fonte sobre aplicações financeiras 26 29 69 Transações que não envolvem desembolso de caixa durante o exercício Provisão para abandono – SFAS 143 632 356 158 Consumação de ativo de operação de hedge para gás natural com incentivo de compra diferido passivo - - 169


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhões de dólares norte-americanos, exceto os valores por ação)


F-12


Ações preferenciais Saldo em 1º de janeiro 4.772 4.772 2.973 Aumento de capital com reserva de lucros a distribuir (Nota 17 (a)) 2.939 - 1.799 Aumento de capital com emissão de ações preferenciais (Nota 17 (b)) 7 - - Saldo em 31 de dezembro 7.718 4.772 4.772 Ações ordinárias Saldo em 1º de janeiro 6.929 6.929 4.289 Aumento de capital com reserva de lucros a distribuir (Nota 17 (c)) 4.030 - 2.640 Saldo em 31 de dezembro 10.959 6.929 6.929 Reserva de capital – incentivo fiscal Saldo em 1º de janeiro 159 134 118 Transferência de (para) lucros acumulados não apropriados 15 25 16 Saldo em 31 de dezembro 174 159 134 Outros resultados negativos abrangentes acumulados Ajustes de conversão acumulados Saldo em 1º de janeiro (9.432) (12.539) (14.450) Variação no exercício 3.230 3.107 1.911 Saldo em 31 de dezembro (6.202) (9.432) (12.539) Ajuste de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de impostos – Plano de pensão

Saldo em 1º de janeiro (1.930) (1.975) (1.588) Mudança de Prática Contábil - SFAS 158 (131) - - Outras reduções (aumentos) (38) 68 (586) Efeito tributário 47 (23) 199 Saldo em 31 de dezembro (2.052) (1.930) (1.975) Ajuste de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de impostos – Plano de saúde

Saldo em 1º de janeiro - - - Mudança de Prática Contábil - SFAS 158 (987) - - Saldo em 31 de dezembro (987) - -


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO (Continuação) Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhões de dólares norte-americanos, exceto os valores por ação)


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Reserva estatutária Saldo em 1º de janeiro 431 318 235 Transferência de lucros acumulados não apropriados, líquidos de ganho ou perda na conversão 154 113

83

Saldo em 31 de dezembro 585 431 318 Total de lucros acumulados apropriados 23.704 20.095 11.526 Lucros acumulados a apropriar Saldo em 1º de janeiro 11.968 13.199 14.141 Lucro líquido do exercício 12.826 10.344 6.190 Dividendos (por ação: 2006 – US$0,83 a ações ordinárias e

preferenciais; 2005 – US$0,68 a ações ordinárias e preferenciais; 2004 – US$0,42 a ações ordinárias e preferenciais)

(3.660) (2.982) (1.847)

Apropriação para reserva de incentivos fiscais (15) (24) (16) Apropriação para reservas (10.578) (8.569) (5.269) Saldo em 31 de dezembro 10.541 11.968 13.199 Total do patrimônio líquido 44.299 32.917 22.506


Ganhos (perdas) a apropriar sobre títulos disponíveis para venda, líquidos de impostos

Saldo em 1º de janeiro 356 460 157 Ganhos (perdas) a realizar 137 (158) 459 Efeito tributário (47) 54 (156) Saldo em 31 de dezembro 446 356 460 Perda não reconhecida em hedge de fluxo de caixa, líquida de impostos (Nota 20 (e))

Saldo em 1º de janeiro - - - Perdas a realizar (3) - - Efeito tributário sobre o anterior 1 - - Lucros acumulados apropriados (2) - - Reserva legal Saldo em 1º de janeiro 2.225 1.520 1.089 Transferência de lucros acumulados não apropriados, líquidos de ganho ou perda na conversão 820 705 431 Saldo em 31 de dezembro 3.045 2.225 1.520 Reserva de lucros a distribuir Saldo em 1º de janeiro 17.439 9.688 9.372 Aumento de capital (6.969) - (4.439) Transferência de lucros acumulados não apropriados, líquidos de ganho ou perda na conversão 9.604 7.751 4.755 Saldo em 31 de dezembro 20.074 17.439 9.688


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO (Continuação) Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhões de dólares norte-americanos, exceto os valores por ação)


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Exercício findo em 31 de dezembro 2006 2005 2004 O lucro (prejuízo) abrangente é composto como segue: Lucro líquido do exercício 12.826 10.344 6.190 Ajustes acumulados de conversão 3.230 3.107 1.911 Ajuste de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de impostos - planos de pensão (25) 45 (387)

Ganhos (perdas) a realizar sobre títulos disponíveis para venda 90 (104) 303 Perda não reconhecida em hedge de fluxo de caixa (2) - - Lucro abrangente total 16.119 13.392 8.017


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS Em milhões de dólares norte-americanos (exceto quando especificamente indicado)

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1. A Companhia e suas Operações A PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS é a companhia petrolífera estatal brasileira e, diretamente ou por meio de suas controladas (denominadas, em conjunto, “Petrobras” ou a “Companhia”), dedica-se à exploração, prospecção e produção de petróleo, de xisto betuminoso e de outros minerais, e ao refino, processamento, comercialização e transporte de petróleo, derivados de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, além de outras atividades relacionadas à energia. Adicionalmente a Petrobras pode ainda empreender pesquisa, desenvolvimento, produção, transporte, distribuição e comercialização de todas as formas de energia, bem como outras atividades correlatas ou afins. A Petrobras foi constituída em conformidade com a Lei Nº 2.004, de 3 de outubro de 1953. Até novembro de 1995, a Petrobras era o agente exclusivo do Governo Federal do Brasil (o "Governo Federal") que detinha controle constitucional e estatutário sobre as atividades de exploração, produção, refino, distribuição, importação, exportação, comercialização e transporte de hidrocarbonetos e derivados de petróleo no Brasil e em suas águas continentais. Quando adotados em 1953, os dispositivos relevantes da lei estatutária e da constituição conferiram ao Governo Federal o monopólio nessas áreas. As empresas então estabelecidas no Brasil somente poderiam exercer atividades de refino e de distribuição de petróleo e seus derivados sobre tais áreas. Portanto, exceto pela concorrência limitada dessas empresas nas atividades então existentes, a Petrobras deteve monopólio sobre a atividade de petróleo por aproximadamente 42 anos. Como resultado da mudança na Constituição Brasileira, em novembro de 1995, e a subseqüente mudança adotada ainda sendo implementada, a Petrobras, deixou de ser o agente exclusivo do Governo Federal no setor de hidrocarbonetos no Brasil e, desde 2001, vem operando em um ambiente de desregulamentação gradativa e de crescente concorrência. De acordo com a Lei Nº 9.478 (“Lei do Petróleo”) e Lei Nº 9.990, de 6 de agosto de 1997 e de 21 de julho de 2000, respectivamente, o mercado de petróleo e gás foi totalmente liberado à concorrência no Brasil, a partir de 1º de janeiro de 2002, permitindo a outras companhias a produção e a venda de produtos no mercado local, além da importação e exportação de derivados de petróleo.

A Companhia também possui atividades de óleo e gás no exterior, sendo que as operações internacionais mais significativas estão localizadas em outros países da América Latina.


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS (Continuação) Em milhões de dólares norte-americanos (exceto quando especificamente indicado)

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2. Sumário das Principais Práticas Contábeis Na preparação destas demonstrações contábeis consolidadas, a Companhia adotou práticas contábeis que estão de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América (“U.S. GAAP”). A preparação destas demonstrações contábeis requer que sejam utilizadas estimativas e premissas que afetam o ativo, o passivo, as receitas e as despesas apresentadas nas demonstrações contábeis, bem como os valores incluídos nas notas mencionadas. As estimativas efetuadas pela administração incluem: reservas de petróleo e gás, passivos de planos de pensão e de saúde, obrigações ambientais, depreciação, exaustão e amortização, custos de abandono, contingências, imposto de renda e contribuição social. Embora a Companhia utilize suas melhores estimativas e julgamentos, os resultados reais podem apresentar variações em relação às mencionadas estimativas, em decorrência de eventos futuros que possam ocorrer. Alguns valores relativos aos exercícios anteriores foram reclassificados para melhor comparabilidade com o exercício atual. Estas reclassificações não tiveram impacto no lucro líquido da Companhia. (a) Base de preparação das demonstrações contábeis

As demonstrações contábeis consolidadas da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS (a Companhia) foram elaboradas de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos (U.S. GAAP) e as normas e regulamentações promulgadas pela Comissão de Valores Mobiliários e Câmbio dos Estados Unidos da América (“Securities and Exchange Commission” - SEC). Os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América diferem, em certos aspectos das práticas contábeis adotadas no Brasil aplicadas pela Petrobras em suas demonstrações contábeis societárias, preparadas de acordo com a Lei das Sociedades por Ações e as regulamentações promulgadas pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM).



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2. Sumario das Principais Práticas Contábeis (Continuação) (a) Base de preparação das demonstrações contábeis (Continuação)

Os valores expressos em dólares norte-americanos para os períodos apresentados foram convertidos com base nos valores em reais de acordo com o Pronunciamento sobre Normas de Contabilidade Financeira SFAS Nº 52 - Conversão de Moeda Estrangeira (“SFAS 52”), aplicável a entidades que operam em economias não hiper-inflacionárias. Transações ocorridas em moeda estrangeira são primeiramente remensuradas para reais e então convertidas para dólares norte-americanos, com os ganhos e perdas sendo reconhecidos no resultado. Embora a Petrobras tenha adotado o dólar norte-americano para a apresentação de suas demonstrações contábeis, sua moeda funcional, assim como a de todas as suas controladas brasileiras é o real. A moeda funcional da PIFCo e de algumas das sociedades de propósito específico é o dólar norte-americano; a moeda funcional da Petrobras Energia Participaciones S.A. - PEPSA é o peso argentino.

A Companhia converteu todos os ativos e passivos para dólares norte-americanos à taxa de câmbio corrente (R$2,138 e R$2,3407 para US$1,00 em 31 de dezembro de 2006 e de 2005, respectivamente), e todas as contas nas demonstrações do resultado e do fluxo de caixa (inclusive valores relativos à indexação à moeda local e variações de câmbio sobre ativos e passivos em moeda estrangeira) às taxas médias vigentes durante o exercício. O ganho líquido de conversão no montante de US$3,230 em 2006 (2005 - US$3,107 e 2004 - US$1,911), resultante deste processo de remensuração, foi excluído do resultado do exercício e apresentado como ajustes acumulados de conversão (“CTA”) em Outros Resultados Abrangentes nas demonstrações consolidadas de mutações do patrimônio líquido.

(b) Base de consolidação As demonstrações contábeis consolidadas incluem as contas da Companhia e de todas as empresas controladas nas quais (a) a Companhia mantém o controle acionário direto ou indireto ou administrativo, ou (b) a Companhia se considera a principal beneficiária de uma entidade com participações variáveis, de acordo com FIN 46 (R).



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(b) Base de consolidação (Continuação)

A seguir são apresentadas as empresas controladas e entidades com participações variáveis, que são incluídas na consolidação:

Empresas controladas Atividade Petrobras Química S.A. – PETROQUISA e subsidiárias Petroquímica Petrobras Distribuidora S.A. – BR e subsidiárias Distribuição BRASPETRO Oil Services Company – BRASOIL e subsidiárias Operações Internacionais BRASPETRO Oil Company – BOC e subsidiárias Operações Internacionais Petrobras International BRASPETRO B.V. – PIB e subsidiárias (1) Operações Internacionais Petrobras Gás S.A. – GASPETRO e subsidiárias Transporte de Gás Petrobras International Finance Company – PIFCo e subsidiárias Financeira Petrobras Transporte S.A. – TRANSPETRO e subsidiárias Transporte Downstream Participações Ltda. e subsidiárias Refino e Distribuição Petrobras Netherlands BV – PNBV e subsidiárias Exploração e Produção Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. – PCEL Energia Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. – E-PETRO e subsidiárias Corporativa 5283 Participações Ltda. Corporativa Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística – FII Corporativa UTE Nova Piratininga Ltda. Energia FAFEN Energia S.A. Energia Baixada Santista Energia Ltda. Energia Sociedade Fluminense de Energia Ltda. – SFE (2) Energia TERMOAÇU S.A. Energia TERMOBAHIA Ltda. (3) Energia TERMOCEARÁ Ltda. Energia TERMORIO S.A. (3) Energia TERMOMACAÉ Ltda. (4) Energia TERMOMACAÉ Comerc. de Energia Ltda. (4) Energia Ibiritermo S.A. Energia

Entidades de Propósito Especifico consolidadas de acordo com o FIN46 (R) Atividade

Albacora Japão Petróleo Ltda. Exploração e Produção Barracuda & Caratinga Holding Company B.V. Exploração e Produção Companhia Petrolífera Marlim Exploração e Produção Nova Marlim Petróleo S.A. Exploração e Produção Cayman Cabiunas Investments Co. Exploração e Produção Cia. De Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI Exploração e Produção Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. – CLEP Exploração e Produção PDET Off-shore S.A. Exploração e Produção Companhia de Recuperação Secundária S.A. Exploração e Produção EVM Leasing Corporation Exploração e Produção Nova Transportadora do Nordeste S.A. Transportes Nova Transportadora do Sudeste S.A. Transportes Gasene Participações Ltda. Transportes Manaus Geração Termelétrica Participações Ltda. Energia Blade Securities Limited. Corporativa Codajás Coari Participações Ltda. Transportes Charter Development – CDC (5) Exploração e Produção Companhia Mexilhão do Brasil (6) Exploração e Produção



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(b) Base de consolidação (Continuação)

(1) Controladora da Petrobras Energia S.A. - PEPSA e outras companhias internacionais.

(2) Consolidadas de acordo com ARB 51, a partir de 31 de dezembro de 2005. Consolidadas de acordo com FIN 46 (R), a partir de 31 de dezembro de 2003 até 30 de setembro de 2005. Anteriormente não eram consolidadas nas demonstrações contábeis da Petrobras.

(3) Consolidadas de acordo com ARB 51, a partir de 31 de dezembro de 2005. Consolidadas de acordo com FIN 46(R), a partir de 31 de dezembro de 2003 até 30 de setembro de 2005. Anteriormente eram contabilizadas como arrendamentos de capital consoante SFAS 13.

(4) Ex-Macaé Merchant. Consolidada de acordo com ARB 51, a partir de 31 de dezembro de 2005. A Macaé Merchant anteriormente era consolidada de acordo com FIN 46 (R). (ver Nota 18 (1)).

(5) Consolidadas de acordo com FIN 46 (R). A Companhia é uma nova SPE constituída em 2005 para dar suporte ao financiamento do projeto.

(6) Consolidadas de acordo com FIN 46 (R). A companhia é uma nova SPE constituída em 2006 para dar suporte ao financiamento do projeto.

(c) Caixa e equivalentes a caixa

Caixa e equivalentes a caixa estão representados por aplicações de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em três meses ou menos da data de aquisição.



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(d) Títulos e valores mobiliários Títulos e valores mobiliários são contabilizados de acordo com o Pronunciamento SFAS Nº 115 - Contabilização de Certos Investimentos em Títulos de Dívida e Patrimoniais (“SFAS 115”), e foram classificados pela Companhia como disponíveis para venda, mantidos até o vencimento ou para negociação, de acordo com as estratégias pretendidas pela administração para esses títulos. Os títulos e valores mobiliários classificados como títulos para negociação são de curto prazo considerando que o investimento poderá ser liquidado, vendido ou utilizado para necessidades de caixa correntes. Os títulos e valores mobiliários classificados como disponíveis para venda são de longo prazo, uma vez que não se espera sua venda ou liquidação dentro do prazo de doze meses. Títulos e valores mobiliários que a administração tem a intenção e capacidade de manter até o vencimento são classificadas como mantidos até o vencimento. Os títulos e valores mobiliários classificados como para negociação são marcados a mercado contra o resultado do exercício, os disponíveis para venda são marcados a mercado contra outros resultados abrangentes e os mantidos até o vencimento são registrados pelo custo amortizado. A Companhia possui determinados investimentos disponíveis para venda referentes a participações em companhias abertas. A Companhia possui ainda títulos disponíveis para venda e para negociação decorrentes da consolidação de investimentos mantidos em um fundo exclusivo. Não houve transferências entre categorias de investimentos.



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(e) Contas a receber As contas a receber são demonstradas com base em valores estimados de realização. A provisão para créditos de liquidação duvidosa é constituída em montante considerado suficiente pela administração para fazer face a futuras perdas prováveis decorrentes de contas incobráveis.

(f) Estoques Os estoques estão demonstrados como segue: • As matérias-primas compreendem principalmente os estoques de petróleo

bruto, que estão demonstrados pelo valor de custo ou mercado, dos dois o menor.

• Os derivados de petróleo e álcool são demonstrados, respectivamente, ao custo médio de refino e de compra, ajustados, quando aplicável, ao valor de realização.

• Os materiais e suprimentos são demonstrados ao custo médio de compra, que não excede ao valor de reposição; as importações em andamento são demonstradas ao custo identificado.

(g) Participações em empresas não consolidadas

A Companhia adota o método de equivalência patrimonial para contabilização de todos os investimentos em que ela detenha entre 20% e 50% do capital votante da investida e/ou exerça influência significativa sobre as políticas operacionais e financeiras da investida. O método de equivalência patrimonial requer ajustes periódicos na conta de investimento para reconhecer a participação proporcional da Companhia nos resultados da investida, reduzida pelo recebimento de dividendos.



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(h) Imobilizado

• Custos incorridos em atividades de produção de petróleo e gás Os custos incorridos com exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás são registrados de acordo com o método de “esforços bem sucedidos”. Esse método requer que sejam capitalizados os custos incorridos pela Companhia referentes aos trabalhos de perfuração de poços e instalações de desenvolvimento em áreas de produção com reservas provadas e poços exploratórios bem-sucedidos. Além disso, os custos incorridos pela Companhia referentes a atividades geológicas e geofísicas são lançados a resultado no exercício em que foram incorridos e os custos relacionados a poços exploratórios secos em áreas com reservas não comprovadas são lançados a resultado ao serem considerados secos ou inviáveis economicamente.

• Custos capitalizados Os custos capitalizados são depreciados com base no método de unidades produzidas com base nas reservas provadas desenvolvidas. Essas reservas são estimadas pelos geólogos e engenheiros de petróleo da Companhia de acordo com as normas da SEC e são revisadas anualmente ou com maior freqüência sempre que houver indicações de mudanças significativas nas reservas da Companhia.

• Custos de aquisição de ativos

Custos de aquisições de campos desenvolvidos ou a desenvolver, incluindo bônus de assinatura, corretagem e outros encargos, são capitalizados. Os custos de campos a desenvolver que se tornam produtivos são transferidos para uma conta de campos produtivos.



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(h) Imobilizado (Continuação) • Custos de exploração

Poços de exploração nos quais se encontram petróleo e gás em áreas que necessitem de maiores investimentos antes do início da fase de produção são avaliados anualmente de modo a assegurar que uma quantidade de reserva comercializável tenha sido encontrada, ou que atividades de exploração adicionais estejam em andamento ou tenham sido planejadas. Os custos de exploração relativos a áreas com reservas comercializáveis que tenham sido descobertas são capitalizados, e os custos de exploração relativos a áreas para as quais existam atividades de exploração adicionais em andamento ou planejadas continuam a ser capitalizados até nova avaliação. Os custos de exploração de poços que não se enquadrem nesses testes são contabilizados como despesas. Todos os demais custos de exploração (incluindo os custos geológicos e geofísicos) são registrados como despesas, quando incorridos. Custos relativos a poços secos são registrados como despesas.

• Custos de desenvolvimento Os custos de desenvolvimento de poços, incluindo poços secos, plataformas, equipamentos para exploração de poços e equipamentos acessórios para produção, são capitalizados.

• Custos de produção Os custos com poços produtivos são contabilizados em estoques e debitados em resultados na venda dos produtos.



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(h) Imobilizado (Continuação)

• Custos de abandono A Companhia efetua sua revisão anual e ajuste de sua estimativa de gastos associados com futuro abandono de poços e desmantelamento de áreas de produção de óleo e gás com base em novas informações sobre a data esperada e estimativas de custo de abandono. As alterações nas obrigações estimadas de desativação de bens possuem relação basicamente com a declaração comercial de novos campos, determinadas alterações de estimativas de custo, e revisões nas informações de abandono relativas a “joint ventures” não operadas.

• Depreciação, exaustão e amortização

A depreciação, exaustão e amortização de custos de instalações de produção são registradas pelo método de unidades produzidas, individualmente por campo, em relação à produção de reservas provadas. As plataformas de produção arrendadas são depreciadas pelo método linear considerando a vida útil estimada das plataformas. A depreciação, exaustão e amortização de todos os demais custos capitalizados (tanto tangíveis quanto intangíveis) relativos às reservas provadas de petróleo e gás são contabilizadas pelo método de unidades produzidas individualmente por campo em relação à produção de reservas provadas e desenvolvidas de cada campo produtor. O método linear é utilizado para ativos cuja vida útil estimada é menor que a do campo.



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Os demais bens do imobilizado são depreciados pelo método linear com base nas seguintes vidas úteis estimadas:

Edificações e benfeitorias 25-40 anos Equipamentos e outros ativos 3-30 anos Plataformas (1) 15-25 anos Gasodutos 30 anos

(1) Em 2006, a Companhia revisou a estimativa de depreciação e alterou a taxa de 10 a 25 anos

para 15 a 25 anos e o efeito no resultado foi de US$67.

• Impairment De acordo com o SFAS Nº 144 - Contabilização de Perdas na Recuperação de Ativos de Longo Prazo (“SFAS 144”), a administração revisa os ativos de longo prazo, principalmente o imobilizado, a serem utilizados nas operações e custos capitalizados relativos às atividades de exploração de petróleo e gás, quando quaisquer eventos ou mudanças nas circunstâncias indicarem que o valor contábil de um ativo ou grupo de ativos pode não ser recuperado com base em fluxos de caixa futuros não-descontados. As revisões são efetuadas ao menor nível de ativos para os quais a Companhia conseguir atribuir fluxos de caixa futuros identificáveis. O valor contábil líquido dos correspondentes ativos é ajustado ao valor justo de mercado com base no modelo de fluxo de caixa descontado futuro, se a soma do fluxo de caixa futuro não descontado esperado for inferior ao valor contábil.

• Manutenção e reparos Os custos efetivos de manutenção, incluindo revisões em refinarias e embarcações, bem como outros gastos de manutenção e reparos, são levados a resultado quando incorridos.



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• Capitalização de juros Os juros são capitalizados de acordo com o SFAS Nº 34 - Capitalização de Despesa de Juros (“SFAS 34”). Os juros são capitalizados em projetos específicos quando for despendido tempo considerável para construção e quando forem envolvidos maiores gastos. Os juros capitalizados são alocados ao imobilizado e amortizados ao longo das vidas úteis estimadas ou método de unidades produzidas dos respectivos ativos. Os juros são capitalizados pelo custo médio ponderado das taxas captadas nos financiamentos.

(i) Receitas, custos e despesas

As receitas de venda de petróleo bruto, derivados de petróleo, produtos petroquímicos e outros produtos são reconhecidos pelo regime de competência quando da transferência de propriedade para o cliente. As receitas de vendas de gás natural são contabilizadas quando esse produto é transferido ao cliente. Ajustes posteriores decorrentes de diferenças apuradas com base em contratos de produção compartilhada e em volumes entregues não são significativos. Os custos e as despesas são contabilizados pelo regime de competência.

(j) Imposto de renda e contribuição social

A Companhia contabiliza o imposto de renda e a contribuição social de acordo com o SFAS Nº 109 – Contabilização de Imposto de Renda (“SFAS 109”), que estabelece uma abordagem ativa e passiva para registro de impostos correntes e diferidos. Os efeitos das diferenças entre as bases tributárias dos ativos e passivos e os valores reconhecidos nas demonstrações contábeis foram tratados como diferenças temporárias para fins de contabilização de imposto de renda e contribuição social diferidos.



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(j) Imposto de renda e contribuição social (Continuação) A Companhia contabiliza crédito tributário sobre todos os prejuízos fiscais líquidos como impostos de renda e contribuição social diferidos e reconhece uma provisão para perdas sobre qualquer parcela do imposto que a administração acredita que não será recuperada contra lucro tributável futuro, utilizando o critério de “mais provável do que improvável”.

(k) Benefícios pós-aposentadoria de empregados A Companhia patrocina um plano de pensão de benefício definido com cobertura substancial a todos seus funcionários, contabilizado de acordo com o SFAS Nº 87 - Contabilização de Planos de Pensão por Parte dos Empregadores (“SFAS 87”) e SFAS 158 - “Contabilização pelos Empregadores dos Planos de Aposentadoria com Benefício Definido e outros Planos Pós Aposentadoria - aditamento aos Pronunciamentos FASB Nos. 87, 88, 106, 132(R)” (“SFAS 158”). As divulgações relativas ao plano são feitas de acordo com o Pronunciamento FASB nº 132-R, “Informações Divulgadas pelos Empregadores sobre Aposentadoria e Outros Benefícios Pós-aposentadoria” (“SFAS Nº 132-R”) (ver nota 2 (r)). Adicionalmente, a Companhia proporciona certos benefícios de saúde para funcionários aposentados e seus dependentes. O custo desses benefícios é reconhecido de acordo com o SFAS Nº 106 – Benefícios Pós-Aposentadoria, exceto Pensão (“SFAS 106”) e (“SFAS 158”). A Companhia também contribui para os planos nacionais de pensão e seguridade social de subsidiarias internacionais, cujos percentuais são baseados na folha de pagamento, sendo essas contribuições levadas ao resultado quando incorridas. Demais indenizações podem ser pagas por ocasião de demissões não-voluntárias de funcionários; no entanto, com base nos planos operacionais atuais, a Administração não acredita que quaisquer valores pagos a esse título serão significativos.



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(l) Custos ambientais e de recuperação de áreas Os custos ambientais e de recuperação de áreas referentes às atuais operações são levados a resultado ou capitalizados, dependendo da expectativa de geração de benefícios econômicos futuros. Os passivos são reconhecidos quando os custos são considerados prováveis e podem ser razoavelmente estimados.

(m) Férias remuneradas

O passivo para futura remuneração de funcionários a título de férias é contabilizado quando o direito é incorrido.

(n) Lucro por ação

O lucro por ação é computado utilizando-se o método de duas classes, uma fórmula de apropriação de lucros que determina o lucro por ação para as ações preferenciais, consideradas como um título com participação nos lucros, e para as ações ordinárias. As ações preferenciais participam da distribuição dos dividendos e dos lucros a distribuir junto a ações ordinárias com base em uma fórmula predeterminada. Essa fórmula destina o lucro líquido, como se todo o lucro líquido de cada exercício tivesse sido distribuído, primeiro para as ações preferenciais em um montante igual ao dividendo anual mínimo prioritário de 3% das ações preferenciais ou 5% de seu capital integralizado, conforme definido nos registros contábeis estatutários, e em seguida, para as ações ordinárias, em um montante igual ao dividendo prioritário das ações preferenciais, por ação. Qualquer lucro líquido remanescente é destinado igualmente às ações ordinárias e preferenciais. Como resultado do desdobramento de ações ocorrido em 2005, cada American Depositary Share (ADS) correspondente a ações ordinárias representa quatro ações ordinárias ou preferenciais da Companhia.

(o) Despesas com pesquisa e desenvolvimento

As despesas com pesquisa e desenvolvimento são registradas no resultado quando incorridas.



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(p) Contabilização para instrumentos financeiros derivativos e operações de hedge A Companhia adota o Pronunciamento SFAS Nº 133 – Contabilização de Instrumentos Financeiros Derivativos e Operações de Hedge, juntamente com suas alterações e interpretações, referidos coletivamente neste instrumento como “SFAS 133”. O SFAS 133 estabelece que todo o instrumento derivativo deve ser contabilizado no balanço da Companhia, tanto no ativo quanto no passivo, e mensurado pelo valor justo. O SFAS 133 estabelece que mudanças ocorridas no valor justo de tais derivativos devem ser contabilizadas na demonstração de resultados a não ser que se cumpram critérios específicos de contabilização de “hedge” e seja definido pela Companhia. No caso dos derivativos denominados “hedge” contábil, os ajustes de valor justo serão registrados na demonstração de resultado ou em Outros Resultados Abrangentes Acumulados, um componente do patrimônio líquido, dependendo do tipo de “hedge” e do grau de efetividade do “hedge”.

A Companhia se utiliza de instrumentos financeiros derivativos para fins de “hedging” econômico com o objetivo de reduzir o risco da ocorrência de variações desfavoráveis nos preços de compra para petróleo bruto. Tais instrumentos são marcados a mercado com os ganhos ou perdas associados reconhecidos como Receita Financeira ou Despesa Financeira.

A Companhia também utiliza instrumentos financeiros derivativos para fins de “hedging” econômico com o intuito de mitigar o risco sobre as variações desfavoráveis que possam ocorrer com as moedas estrangeiras, denominadas “funding”. Ganhos e perdas decorrentes das alterações no valor justo de tais contratos são reconhecidos como receita financeira ou despesa financeira. Para operações de hedge de fluxo de caixa, os ganhos e perdas decorrentes do instrumento derivativo são diferidos e registrados em Outros Resultados Abrangentes Acumulados até o momento em que a transação objeto de hedge tenha impacto sobre os lucros, com exceção do hedge sem efetividade; que é registrado diretamente em lucros.



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(q) Pronunciamentos contábeis recentemente emitidos • Interpretação FASB No. 48, Contabilização da Incerteza no Imposto de

Renda, uma Interpretação do Pronunciamento FASB 109 (FIN 48) Em julho de 2006, o FASB divulgou a FIN 48, a qual esclarece a contabilização da incerteza no imposto de renda reconhecido nas demonstrações financeiras de uma empresa e determina um limiar de probabilidades para o reconhecimento de benefícios fiscais relativas a situações fiscais incertas adotadas ou que poderão ser adotadas na declaração de imposto de renda. A FIN 48 também oferece a orientação sobre apuração, baixa, classificação, juros, penalidades e divulgação. O disposto na FIN 48 passará a vigorar para a Companhia em 1º de janeiro de 2007, sendo que qualquer efeito cumulativo da alteração dos princípios contábeis deverão ser lançados como ajuste ao lucro em lucros acumulados. A Companhia está avaliando os reflexos da adoção da FIN 48 sobre seus resultados operacionais e situação financeira. A Companhia não acredita que a adoção da FIN 48 resultará em efeito significativo sobre sua posição financeira ou resultados operacionais.

• Pronunciamento FASB No. 157, Medições do Valor de Mercado (“SFAS

157”) Em setembro de 2006 o FASB divulgou o SFAS 157, o qual entrará em vigor para a Companhia a partir de 1º de janeiro de 2008. Esta regra define o valor justo, determina os critérios para apuração do valor justo e amplia as divulgações relativas às apurações de valor justo. A SFAS 157 não exige novas apurações de valor justo, porém regerá os ativos e passivos que devem ser contabilizados pelo valor justo nos termos de outros princípios contábeis. O reflexo, se houver, sobre a Companhia em decorrência da adoção do SFAS 157 em 2008 dependerá dos ativos e passivos da Companhia naquela ocasião, e que deverão ser contabilizados pelo valor justo.



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(q) Pronunciamentos contábeis recentemente emitidos (Continuação) • Pronunciamento FASB 159 “A Opção do Valor de Mercado para os

Ativos e Passivos Financeiros.” (“SFAS 159”) Em fevereiro de 2007 o FASB divulgou o SFAS 159 “A Opção do Valor Justo para os Ativos e Passivos Financeiros.” (“SFAS 159”), a qual faculta a apuração de determinados instrumentos financeiros a valor justo. As empresas poderão optar pela apuração dos itens em questão a valor justo em datas pré-determinadas, declarando os ganhos e perdas não realizados dos referidos itens a cada relatório do período subseqüente. O SFAS 159 entra em vigor para os exercícios iniciados após 15 de novembro de 2007. A Companhia está avaliando o possível impacto da opção do valor justo, porém não é esperado impacto significativo na posição financeira e no resultado da Companhia.

(r) Pronunciamentos contábeis recentemente adotados

• Pronunciamento FASB 158 - “Contabilização pelos Empregadores dos

Planos de Previdência de Benefícios Definidos e de Outros Planos Pós-Aposentadoria - Aditamento aos Pronunciamentos FASB No. 87, 88, 106 e 132(R)” (“SFAS 158”)

Em setembro de 2006, o FASB divulgou o SFAS 158, o qual passou a vigorar para a Companhia em 31 de dezembro de 2006. Ver a Nota 16(d).



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3. Imposto de Renda e Contribuição Social No Brasil os impostos sobre a renda incluem o imposto de renda federal e a contribuição social, que representa um imposto federal adicional. As alíquotas oficiais para imposto de renda e contribuição social aplicáveis são de 25% e de 9%, respectivamente, nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004.

Praticamente todo o lucro tributável da Companhia é gerado no Brasil estando, portanto, sujeito à alíquota legal brasileira. A seguir, é apresentada a reconciliação entre os impostos calculados com base nas alíquotas nominais e a despesa de imposto de renda apresentada nas demonstrações contábeis consolidadas:


Lucro antes do imposto de renda, da contribuição social, da participação minoritária e dos itens extraordinários:

Brasil 18.589 13.739 8.168 Internacional 572 853 767 19.161 14.592 8.935 Despesa de Imposto de Renda às alíquotas nominais (6.515) (4.961) (3.038) Ajustes para obtenção da alíquota efetiva Benefícios pós-emprego e plano de saúde não dedutíveis (277) (244) (157) Mudanças em provisão para valor de realização 101 76 159 Benefício fiscal sobre juros sobre capital próprio 994 791 650 Outros 6 (103) 155 Despesa de Imposto de Renda e Contribuição Social apresentada na Demonstração Consolidada do Resultado (5.691) (4.441) (2.231)



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3. Imposto de Renda e Contribuição Social (Continuação) A tabela a seguir discrimina o imposto de renda nacional e internacional e despesa (benefício) de contribuição social registrados nessas demonstrações contábeis consolidadas:


2006 2005 2004 Despesa com imposto de renda por demonstração

consolidada de resultado:

Brasil Corrente (4.750) (3.973) (1.922) Diferido (686) (179) (258) (5.436) (4.152) (2.180) Internacional Corrente (261) (250) (192) Diferido 6 (39) 141 (255) (289) (51)

(5.691) (4.441) (2.231)

Os créditos fiscais diferidos de imposto de renda e contribuição social sobre o lucro, decorrentes dos prejuízos fiscais acumulados da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG, controlada da subsidiária GASPETRO, totalizavam US$345 em 31 de dezembro de 2006 (US$377 em 2005). Esses créditos vêm sendo utilizados, mensalmente, na compensação dos tributos a pagar, conforme sistemática prevista na legislação em vigor. Esses créditos, foram acumulados de 1999 a 2002, baseados em estudo técnico, aprovado pelo Conselho de Administração sobre a expectativa de geração de lucros tributáveis futuros bem como no histórico de rentabilidade dos últimos 3 anos que permite a sua realização em até, no máximo, dez anos.



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3. Imposto de Renda e Contribuição Social (Continuação) A PEPSA também possui créditos fiscais no valor de US$366 em 31 de dezembro de 2006 (US$443 em 2005), a serem compensados com lucros tributáveis futuros e para os quais existe uma provisão para perdas reconhecidas nas demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2006 e 2005. Em 31 de dezembro de 2006, a PEPSA constituiu uma provisão para perdas de créditos tributáveis sobre prejuízos fiscais a compensar no valor de US$335 (US$352 em 2005) porque, naquelas datas, a Administração acredita que os lucros tributários futuros não serão suficientes para absorver diferenças temporárias líquidas e prejuízos fiscais acumulados. Esses prejuízos fiscais a compensar decorrem principalmente de prejuízos operacionais incorridos durante a crise argentina de 2001 e 2002. A Administração da PEPSA avalia anualmente a possibilidade de recuperação de prejuízos fiscais considerando, entre outros aspectos, a estimativa de lucros futuros, as estratégias de planejamento fiscal, a perspectiva de lucros tributáveis futuros, o prazo de prescrição da compensação de prejuízos fiscais, as reversões futuras das diferenças temporárias existentes e o histórico fiscal do último exercício. Todas as evidências disponíveis, quer positivas ou negativas, são devidamente ponderadas e consideradas nessa avaliação. Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Administração da PEPSA reverteu parte da provisão para perdas de créditos tributáveis sobre a compensação de prejuízos fiscais constituída em exercícios anteriores, reconhecendo um ganho de US$17 e US$63, respectivamente. A Administração da PEPSA continuará avaliando a possibilidade de compensação de prejuízos fiscais para os quais foi reconhecida uma provisão. Os impostos diferidos registrados resultam principalmente de transações ocorridas no Brasil, não havendo impostos diferidos em montantes significativos de localidades no exterior. Não existe compensação de impostos entre jurisdições internacionais.



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3. Imposto de Renda e Contribuição Social (Continuação)

Os principais componentes das contas de imposto de renda e contribuição social diferidos no balanço patrimonial consolidado são os seguintes:

31 de dezembro 2006 2005

Ativo circulante: Estoques 101 (12) Obrigações de arrendamento mercantil 53 58 Provisão para participação nos resultados 159 131 Benefícios pós-aposentadoria de funcionários 65 86 Outras diferenças temporárias 295 219 673 482 Passivo circulante: Outras diferenças temporárias (28) (9) (28) (9) Imposto diferido ativo de curto prazo, líquido 645 473 Imposto diferido passivo de curto prazo (8) (6) Ativos diferidos de curto prazo 653 479

Realizável a longo prazo: Obrigações com benefícios pós-aposentadoria, líquido de ajustes das reservas de benefícios pós-aposentadoria acumulados 2.101 1.291 Juros sobre capital próprio - 159 Encargos diferidos 159 124 Prejuízos fiscais a compensar 514 592 Investimentos 53 102 Obrigações de arrendamento mercantil 51 61 Reavaliação de estoques 37 37 Instrumentos derivativos 11 60 Provisão para devedores duvidosos 47 47 Provisão para contingências 67 28 Projetos estruturados 95 64 Outras diferenças temporárias, individualmente não significativas 328 110 Provisão para perdas no valor de realização (426) (524) 3.037 2.151 Exigível a longo prazo: Custos de exploração e desenvolvimento capitalizados (4.041) (2.995) Imobilizado (1.140) (584) Hedge (21) (199) Investimentos (88) (81) Efeito fiscal sobre perdas não realizadas de títulos disponíveis para venda (186) (168) Outras diferenças temporárias, individualmente não significativas (416) (283) (5.892) (4.310) Imposto diferido passivo de longo prazo, liquido (2.855) (2.159) Imposto diferido ativo de longo prazo 61 7 Imposto diferido passivo de longo prazo (2,916) (2.166) Imposto diferido passivo líquido (2,210) (1,686)



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3. Imposto de Renda e Contribuição Social (Continuação) Embora não seja garantida a realização dos impostos diferidos ativos líquidos, a administração acredita que, exceto quando tiver sido constituída uma provisão para valor de realização, haverá maior probabilidade de ocorrer a realização. O valor dos impostos diferidos ativos considerados como realizável poderá, no entanto, ser reduzido se forem reduzidas as estimativas de lucro tributável futuro. Os prejuízos fiscais gerados no Brasil não prescrevem e estão disponíveis para compensação com lucro tributável futuro até o limite de 30% do lucro tributável de cada exercício. Os prejuízos fiscais da PEPSA prescrevem principalmente após 2007 e podem ser compensados com lucros tributáveis futuros sem restrições. O quadro a seguir apresenta as flutuações na provisão para valor de realização nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004:

Exercício findo em 31 de dezembro, 2006 2005 2004

Saldo em 1º de janeiro (524) (596) (749) Reduções 101 76 159 Ajustes acumulados de conversão (3) (4) (6) Saldo em 31 de dezembro (426) (524) (596)

A Empresa não reconheceu um passivo fiscal diferido de cerca de US$190 sobre os resultados não distribuídos de suas operações no exterior, as quais surgiram em 2006 e anos anteriores, visto que a Companhia considera que tais rendimentos serão reinvestidos sem prazo determinado. Um passivo fiscal diferido será reconhecido quando a Companhia deixar de manifestar sua pretensão de reinvestir de forma permanente os lucros não distribuídos. Os lucros não distribuídos destas subsidiárias eram de cerca de US$560 em 31 de dezembro de 2006.



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4. Caixa e Equivalentes a Caixa

Em 31 de dezembro 2006 2005

Caixa 1.692 1.539 Fundos de investimento - em reais (1) 4.072 6.280 Fundo de investimento - em dólares norte-americanos (2) 6.924 2.052 12.688 9.871

(1) Representado basicamente por títulos públicos federais com liquidez imediata e seu portfólio está

vinculado à cotação do dólar norte-americano ou ao rendimento dos Depósitos Interbancários - DI. (2) Composto principalmente de depósitos a prazo e investimentos de renda fixa.

5. Títulos e Valores Mobiliários


Classificação: Disponíveis para venda 185 163 Para negociação 112 361 Mantidos até o vencimento 143 61 440 585 Menos: parcela circulante de títulos e valores mobiliários (346) (456) Parcela de longo prazo de títulos e valores mobiliários 94 129



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5. Títulos e Valores Mobiliários (Continuação) Os títulos e valores mobiliários correspondem a valores investidos pela Companhia em um fundo exclusivo, excluindo os títulos próprios da Companhia, que são considerados recomprados. O fundo exclusivo é consolidado, e os títulos de dívida e patrimoniais da carteira são classificados como títulos para negociação ou disponíveis para venda segundo o SFAS 115, de acordo com a intenção da administração. Os títulos para negociação compõem-se principalmente de títulos nacionais comprados e vendidos freqüentemente com o objetivo de criar margens de curto prazo para alterações nos preços de mercado. Os títulos disponíveis para venda compõem-se principalmente de contratos de Título de Crédito Líquido (LCN) e outros papéis para que a Companhia não espera negociar ativamente. Títulos para negociação são apresentados como ativo circulante devido à expectativa de utilização no curto prazo, a fim de fazer face a necessidades de caixa. Os títulos disponíveis para venda são apresentados como “outros ativos”, uma que vez que não se espera vendê-los ou liquidá-los nos próximos doze meses.

A Companhia detém Notas do Tesouro Nacional "Série P" (NTN-P) emitidas pelo Governo Federal que são contabilizadas como títulos disponíveis para venda de acordo com SFAS 115.



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6. Contas a Receber, Líquidas

As contas a receber são compostas da seguinte forma:

Em 31 de dezembro 2006 2005 Clientes 7.944 7.889 Menos: Provisão para créditos de liquidação duvidosa (1.120) (1.063) 6.824 6.826 Menos: Contas a receber de longo prazo, líquidas (513) (642) Contas a receber de curto prazo, líquidas 6.311 6.184

Em 31 de dezembro 2006 2005 2004

Provisão para créditos de liquidação duvidosa: Saldo em 1º de janeiro (1.063) (904) (780) Adições (78) (118) (164) Baixas 60 10 66 Ajustes acumulados de conversão (39) (51) (26) Saldo em 31 de dezembro (1.120) (1.063) (904) Provisão para contas a receber de curto prazo (584) (196) (150) Provisão para contas a receber de longo prazo (536) (867) (754) Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, as contas a receber de longo prazo incluem os montantes de US$608 e US$599, respectivamente, referentes a pagamentos efetuados pela Companhia a fornecedores e empreiteiros em nome de algumas construtoras. Estas construtoras haviam sido contratadas pela controlada BRASOIL para a construção/transformação de embarcações em FPSO - “Floating Production, Storage and Offloading” (Produção, Armazenamento e Descarregamento Flutuante) e FSO - “Floating, Storage and Offloading” (Armazenamento e Descarregamento Flutuante). Tais pagamentos foram efetuados pela Companhia em virtude de não terem sido honrados pelas construtoras e com o objetivo de evitar mais atrasos na construção/transformação das embarcações e conseqüentes prejuízos para a BRASOIL.



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6. Contas a Receber, Líquidas (Continuação)

Com base em consultas aos consultores jurídicos, a Administração da Companhia entende que, esses pagamentos podem passíveis de restituição, uma vez que representam direitos da BRASOIL com relação às construtoras, razão pela qual foram interpostas ações judiciais em cortes internacionais, solicitando reembolso. Entretanto, tendo em vista a incerteza relacionada à realização desses recebíveis, a Companhia efetuou registro de provisão para perda para todos os créditos não cobertos por garantia. Tal provisão totalizou US$536 e US$527, em 31 de dezembro de 2006 e 2005, respectivamente.

7. Estoques


Produtos Derivados de petróleo 2.220 2.020 Álcool combustível 160 66 2.380 2.086 Matérias-primas, principalmente petróleo bruto 2.989 2.266 Materiais e suprimentos 1.274 1.047 Outros 140 142 6.783 5.541 Estoque circulante 6.573 5.305 Estoque de longo prazo 210 236



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8. Impostos a Recuperar Os impostos a recuperar são compostos como a seguir:

31 de dezembro 2006 2005

Local: Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - (ICMS) (1) 2.829 1.830 Imposto de renda e contribuição social 357 275 PASEP/COFINS (2) 291 157 Imposto sobre valor agregado - (IVA) 104 123 Outros impostos a recuperar 304 341 3.885 2.726 Menos: impostos a recuperar a longo prazo (1.292) (639) Impostos a recuperar a curto prazo 2.593 2.087 (1) Imposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviços - (ICMS) são compostos de créditos gerados

por operações comerciais e pela aquisição de imobilizado e pode ser compensado com tributos de mesma natureza.

(2) PASEP e COFINS são contribuições sociais incidentes sobre vendas de produtos e serviços e

receitas financeiras. Essas contribuições, assim como o ICMS, não são cumulativas, e o montante pago relativamente a tais tributos na aquisição de produtos e/ou serviços pode ser compensado quando de sua venda, ou seja, ocorre um crédito no momento da compra, compensado no momento da venda ao consumidor final. O imposto de renda e a contribuição social a recuperar serão compensados com lucros tributáveis futuros. Como a Petrobras espera recuperar tais impostos integralmente, nenhuma provisão foi constituída.



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9. Imobilizado, Líquido

(a) Composição do saldo

O imobilizado, ao valor de custo, é composto como segue:


Custo Depreciação acumulada Líquido Custo

Depreciação acumulada Líquido

Edificações e benfeitorias 2.422 (935) 1.487 1.696 (755) 941 Ativos de petróleo e gás 26.274 (10.605) 15.669 21.500 (9.589) 11.911 Equipamentos e outros ativos 34.654 (16.996) 17.658 28.359 (14.902) 13.457 Arrendamento de imobilizado - plataformas, navios 2.660 (1.322) 1.338 2.651 (1.233) 1.418 Direitos e concessões 1.828 (336) 1.492 1.492 (210) 1.282 Terrenos 262 - 262 226 - 226 Materiais 1.253 - 1.253 820 - 820 Projetos de expansão - Imobilizado em curso: Exploração e produção 10.731 - 10.731 9.553 - 9.553 Abastecimento 5.152 - 5.152 4.546 - 4.546 Gás e energia 3.231 - 3.231 1.356 - 1.356 Distribuição 195 - 195 185 - 185 Internacional 5 - 5 - - - Corporativo 424 - 424 225 - 225 89.091 (30.194) 58.897 72.609 (26.689) 45.920



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9. Imobilizado, Líquido (Continuação)

(b) Nova lei dos hidrocarbonetos da Bolívia Desde o dia 19 de maio de 2005 está em vigor, na Bolívia, a Nova Lei de Hidrocarbonetos Nº 3.058, a qual revoga a antiga Lei de Hidrocarbonetos Nº 1.689 de 30 de abril de 1996. A nova Lei estabelece, entre outros pontos, uma maior carga tributária para as empresas do setor, através de uma porcentagem de 18% de royalties e de um imposto direto sobre os hidrocarbonetos (IDH) de 32%, a ser aplicado de forma direta sobre 100% da produção, os quais se somam aos impostos vigentes através da Lei Nº 843. Adicionalmente, a nova legislação determina a migração dos contratos de risco compartilhado, que devem ser substituídos por novos contratos de acordo com as modalidades estabelecidas na Lei, e introduz mudanças na atividade de distribuição de produtos derivados de petróleo. Em 20 de maio de 2005, foram firmados contratos de associação entre a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB (Companhia estatal boliviana) e as companhias de distribuição de combustíveis, para ampliar o prazo de operação das distribuidoras até que a YPFB disponha de recursos financeiros necessários para desenvolver esse segmento em todo território boliviano. Em 30 de junho de 2006, venceu o prazo dos contratos que regulamentavam a distribuição de hidrocarbonetos na Bolívia. A YPFB conduziu, a partir daquela data, a distribuição nacional. A companhia Petrobras Bolívia Distribución, que mantinha adjudicada grande parte deste negócio, continua atuando no segmento através das estações de serviço de sua propriedade e a comercialização de lubrificantes.



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(b) Nova lei dos hidrocarbonetos da Bolívia (Continuação) A partir de 1º de maio de 2006 entrou em vigor na Bolívia o Decreto Supremo 28.701, que nacionalizou os recursos naturais bolivianos de hidrocarbonetos. Como conseqüência, as companhias que atualmente realizam atividades de produção de gás e petróleo, terão que transferir a propriedade de toda a produção de hidrocarbonetos à YPFB. Foi também determinado um período de transição de 180 dias a partir da data de início de vigência do decreto supramencionado, pelo qual as companhias atualmente em operação deverão obedecer aos novos contratos estabelecidos pela YPFB. As companhias que não tenham celebrado os referidos contratos até o final deste prazo ficarão impossibilitadas de operar na Bolívia.

O mencionado Decreto estabelece que, para aqueles campos cuja produção certificada média de gás natural do ano de 2005 tenha sido superior a 100 milhões de pés cúbicos diários, tal como o caso dos campos de San Alberto e San Antonio em que opera a Companhia, se pagará uma participação adicional à YPFB de 32% do valor da produção, alcançando um total de 82% de participação do Governo Boliviano. O Ministério de Hidrocarbonetos e Energia da Bolívia determinaria caso a caso por meio de auditoria a parcela final a ser paga às Companhias no contrato a ser firmado. Até 31 de dezembro de 2006, a Companhia registrou uma provisão para pagar a parcela adicional à YPFB de 32% sobre a produção de hidrocarbonetos, totalizando uma soma igual a US$99. Os decretos reguladores que, entre outras questões, estabelecerão os meios para pagar essa parcela, ainda não foram emitidos.



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(b) Nova lei dos hidrocarbonetos da Bolívia (Continuação) Adicionalmente, de acordo com esse decreto, o Estado nacionaliza as ações necessárias para que a YPFB controle, no mínimo, 50% mais 1 ação, do capital acionário da Petrobras Bolívia Refinación S.A. - PBR, na qual Petrobras detém indiretamente 100% de participação (Petrobras International Braspetro B.V. - 51% e Petrobras Energia S.A. - 49%). A transferência da participação acionária para a YPFB deverá ser realizada quando as partes chegarem a um acordo sobre o valor da compensação econômica a ser paga pela YPFB à Petrobras, além do cumprimento prévio de algumas premissas societárias e legais. O processo de avaliação ainda não foi iniciado pelas partes. Em 28 de outubro de 2006, a Petrobras Bolívia e seus sócios firmaram contratos de operação com a YPFB para os campos de San Alberto e de San Antonio. Esses contratos estabelecem que as receitas, royalties, participações, IDH, transporte e compressão serão absorvidos pela YPFB, devendo ser reembolsados como remuneração ao titular os custos de produção e investimentos realizados pelas companhias. O diferencial que porventura existir, será distribuído entre a companhia estatal boliviana e as companhias, em porcentagens variáveis em função da produção e do fator de recuperação dos investimentos. Esses contratos entrarão em vigor a partir da aprovação do Congresso Nacional Boliviano e a partir de seus respectivos registros jurídicos. A Petrobras e seus sócios, em um documento anexo aos contratos denominado “Investimentos realizados”, estabelecem os valores de investimentos líquidos de amortização, que serão revisados tomando-se em conta os resultados das auditorias contratadas pelo Ministério de Hidrocarbonetos, as quais se encontram atualmente em andamento. Até o momento, se desconhece o resultado das mencionadas auditorias e os possíveis efeitos sobre os investimentos da Companhia.



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(b) Nova lei dos hidrocarbonetos da Bolívia (Continuação) Por meio do Decreto Supremo 28.900-A de 28 de outubro de 2006, se estabeleceu que as empresas continuarão operando na Bolívia, sob os preceitos do Decreto Supremo 28.701, incluindo o parágrafo I, artº. 3, que estabelece o pagamento adicional de 32% para os campos de San Alberto e San Antonio, até que os mencionados contratos sejam registrados. Em 28 de novembro de 2006, o Congresso Nacional aprovou os 44 contratos de operação de petróleo (exploração e produção), entre os quais se encontram aqueles em que a Petrobras tem participação e/ou é operadora, onde se incluem, principalmente os campos de San Alberto e San Antonio. Em 11 de janeiro de 2007, foram publicadas as Leis que promulgam a aprovação dos mencionados contratos pelo Poder Legislativo Boliviano, entre as quais se encontram aqueles referentes aos campos de San Alberto e San Antonio. Até o momento, os contratos não foram registrados em cartório, apesar de não existirem razões justificáveis para o atraso. Somente após o registro efetivo dos contratos é que estes passarão a vigorar. PBR e PEBIS continuam suas operações normais sob o controle e administração da Companhia, e em decorrência, suas demonstrações contábeis consolidadas continuam a integrar as demonstrações contábeis consolidadas da Companhia. Os ativos totais consolidados da PEBIS, em 31 de dezembro de 2006, atingiram US$1.173.



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(c) Revisão dos acordos de operação na Venezuela Em março de 2006 a PESA, por meio de suas controladas e coligadas na Venezuela, firmou com a PDVSA e a Corporación Venezolana del Petróleo S.A. os (CVP) Memorandos de Entendimento (MOU) com o objetivo de concretizar a migração dos acordos de operação para a modalidade de companhias mistas. Os MOU estabelecem que a participação dos sócios privados nas companhias mistas deve ser limitada a 40% enquanto o governo venezuelano participa com 60% restantes. Logo, a participação indireta da PESA nos campos de Oritupano Leona, La Concepción, Acema e Mata ficou definido em 22%, 36%, 34,5% e 34,5% respectivamente. De acordo com o que estabelece o MOU, a CVP reconhecerá créditos divisíveis e transferíveis a favor das empresas privadas que participarem das companhias mistas, que não estarão sujeitos a juros e poderão ser utilizados no pagamento de bônus de aquisição novas áreas para atividades de produção e de exploração de petróleo ou para uma licença para o desenvolvimento de operações de exploração e produção de gás. No período de transição, e até que as companhias mistas se encontrem em condições operacionais, os consórcios têm sido conduzidos e financiados pela Petrobras Energia Venezuela, sob a supervisão de um comitê operacional integrado, com maioria de representantes da PDVSA. Devido à mudança na estrutura de investimentos em empresas mistas a partir de 1º de abril de 2006 a Companhia não mais consolida os ativos, passivos e resultados referentes às mencionadas operações, mas os apresentam como investimentos societários em coligadas e outros investimentos, fato que aumentou o saldo da referida conta na importância de US$878.



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(d) Nova Lei dos Hidrocarbonetos no Equador

No Equador, foi promulgada a Lei que aditou a Lei dos Hidrocarbonetos (Ley de Hidrocarburos) em abril de 2006, a qual determina que o Governo deverá ter uma participação mínima de 50% das receitas extraordinárias geradas pelos aumentos do preço de venda do petróleo Equatoriano (o preço médio de venda efetivo mensal FOB), em comparação com o preço médio de venda mensal estabelecido no contrato, denominado na moeda do mês da liquidação. Foi publicada em julho de 2006, a regulamentação da referida Lei, a qual a Ecuadortlc S.A., subsidiária da PESA, e a Petroecuador interpretaram de modo diferente. A vigência desta lei está sendo contestada pela Ecuadortlc e a Petroecuador.

(e) SFAS No. 143 – Contabilização de obrigações por desativação de bens A Petrobras, desde 1º de janeiro de 2003, adota o SFAS no. 143 - “Contabilização das obrigações por desativação de bens” (“SFAS 143”). Nos termos do SFAS 143, os valores justos das obrigações por desativação de bens são registrados como passivo em base descontada à medida que as mesmas ocorrem, o que tipicamente acontece por ocasião da instalação dos referidos bens. Os valores lançados, relativos aos referidos bens, serão aumentados pelo valor destas obrigações e depreciados no decorrer da respectiva vida útil destes bens. Com o tempo, as importâncias reconhecidas como passivos serão aumentadas em virtude da alteração do seu valor presente até a venda ou desativação dos bens em questão. A apuração das obrigações por desativação de bens tem como base as leis e regulamentos atualmente em vigor, a tecnologia existente e os custos de cada local específico. Não há ativos com restrições legais a serem utilizados na liquidação das obrigações por desativação de bens.



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(e) SFAS No. 143 - Contabilização de obrigações por desativação de bens (Continuação) Segue abaixo um resumo das alterações anuais na provisão de abandono: Passivo Saldo em 31 de dezembro de 2004 403 Depreciação e perda de valor na recuperação de ativos - Aumento das despesas 51 Obrigações incorridas 356 Obrigações liquidadas (4) Revisão da provisão (21) Ajuste acumulado de conversão 57 Saldo em 31 de dezembro de 2005 842 Depreciação e perda de valor na recuperação de ativos - Aumento das despesas 32 Obrigações incorridas 632 Obrigações liquidadas (4) Revisão da provisão (112) Ajuste acumulado de conversão 83 Saldo em 31 de dezembro de 2006 1.473



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9. Imobilizado, Líquido (Continuação) (f) Perda de valor na recuperação de ativos - “Impairment”

Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004, a Companhia registrou despesas com provisão para perda no valor de recuperação de ativos totalizando US$21, US$156 e US$65, respectivamente. Durante 2006 a perda de valor na recuperação de ativos foi principalmente atribuída aos ativos em produção no Brasil, principalmente ao campo terrestre Córrego de Pedras, da Petrobras. Durante o exercício de 2005, tais despesas estiveram relacionadas principalmente a investimentos na Venezuela (US$134), devido às mudanças legais e tributárias implementadas pelo Ministério de Energia e Petróleo (MEP) daquele país, conforme mencionado anteriormente. Durante o exercício de 2004, tais despesas estão relacionadas principalmente a propriedades produtivas no Brasil, principalmente ao campo terrestre Cioba (US$30). A despesa com perda de valor na recuperação de ativos registrada em 2004 referiu-se, principalmente, à capitalização realizada durante o ano para campos produtivos com reservas apenas marginais.

(g) Devolução à ANP de áreas na fase de exploração Durante o exercício de 2006, a Petrobras devolveu para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP os direitos sobre: - A concessão exploratória BCE-5 - devolução total da área retida para

avaliação; - A concessão exploratória BT-POT- 26, blocos POT-T-210, POT-T-211 e

POT-T-257 - devolução total antecipada dos 3 blocos; - A concessão exploratória BT-POT-35, bloco POT-T-563 - devolução total

antecipada do bloco; - A concessão exploratória REC-T-41, bloco BT-REC-11 - devolução total da

área retida para avaliação; e



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(g) Devolução à ANP de áreas na fase de exploração (Continuação)

- As concessões exploratórias BC-60, BES-100, BC-20, BC-30, BS-400, BS-500 e BC-50 - devoluções totais dos blocos, excluídas as áreas retidas por Declaração de Comercialidade ou anexação.

(h) Devolução à ANP de campos na Fase de Produção, operados pela Petrobras

Durante o exercício de 2006, a Petrobras devolveu para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP os direitos sobre os Campos de Beija-Flor, Dias D'Ávila, Fazenda Gameleira, Miranga Leste e Vale do Quiricó, todos localizados no Estado da Bahia.

(i) 8ª licitação de blocos exploratórios da ANP

Em novembro de 2006, a Petrobras adquiriu vinte e um novos blocos exploratórios, das vinte e duas áreas que disputou na 8ª Rodada de Licitações promovida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP. A Petrobras adquiriu sete blocos com exclusividade e outros catorze em consórcio com outras empresas, sendo operadora em dois destes. Os bônus oferecidos pela Petrobras e seus parceiros totalizaram US$130, ficando a parcela da Companhia em US$116. Esta Licitação foi totalmente suspensa, devido à liminar determinada pelos Tribunais Federais do Distrito Federal. As bonificações serão pagas quando essa questão for resolvida.



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10. Participações em Companhias não Consolidadas e Outros Investimentos

Parte das atividades da Petrobras é conduzida através da participação societária em empresas contabilizadas com base nos métodos de custo e da equivalência patrimonial. Essas companhias não consolidadas dedicam-se principalmente aos ramos petroquímico e de transporte de produtos.

Investimentos Total da

participação

2006

2005 Equivalência patrimonial 20 % - 50 % (1) 1.883 (2) 974 Participações disponíveis para venda 8% - 17 % 715 647 Participações avaliadas ao custo 664 189 Total 3.262 1.810 (1) Como mencionado mais adiante nesta Nota, determinadas termelétricas com participação da

Petrobras entre 10% e 50% também são avaliadas pelo método de equivalência patrimonial devido a particularidades de influência na participação.

(2) Inclui US$878 relacionados aos investimentos na Venezuela excluídos da consolidação em 2006.

(Ver Nota 9 (c)). Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Companhia mantinha participações em companhias de capital aberto: BRASKEM S.A., Petroquímica União S.A. - PQU e Companhia Petroquímica do Sul S.A. – COPESUL. As participações da Companhia nessas empresas com ações negociáveis em bolsa, equivalentes a até 20% do capital votante das mesmas, são classificadas como disponíveis para venda e registradas pelo valor de mercado. A Companhia registrou, sobre essas participações, ganhos (perdas) a realizar referentes à diferença entre o valor justo de mercado e o custo de aquisição desses investimentos no total de US$548 e US$494 em 31 de dezembro de 2006 e 2005, respectivamente. Esses ganhos não realizados estão refletidos como componente do patrimônio líquido, líquido de impostos, sendo que as alterações no saldo a realizar foram registradas como componente do lucro abrangente.



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10. Participações em Companhias não Consolidadas e Outros Investimentos (Continuação) A Companhia possui ainda investimentos em outras empresas com o objetivo de desenvolver, construir, operar, manter e explorar usinas termelétricas pertencentes ao Programa Prioritário de Termeletricidade instituído pelo Governo Federal, com participações entre 10% e 50%. O saldo destes investimentos relacionados às termelétricas, em 31 de dezembro de 2006 e 2005, é de US$20 e US$179, respectivamente, e foi registrado como investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial, devido à influência significativa que a Companhia exerce sobre suas operações. No exercício findo em 31 de dezembro de 2006, a Companhia registrou um ganho (perda), em função da participação em empresas não consolidadas no valor de US$28 (2005 – US$139; 2004 - US$172). (a) Aquisição de participação na CEG-RIO

A Petrobras, através da sua subsidiária PETROBRAS GÁS S.A. - GASPETRO, concluiu em 11 de julho de 2005 a aquisição de 12,41% das ações (ordinárias e preferenciais) da Distribuidora de Gás Natural Canalizado CEG-RIO, pelo montante de US$17. Com essa aquisição, a participação acionária da GASPETRO no capital social dessa Companhia passa a ser de 37,41%. A Companhia registrou esse investimento com base no método da equivalência patrimonial retroativamente à data do investimento inicial. Como os valores em questão não são significativos, a Companhia não utilizou de forma retrospectiva o método de equivalência patrimonial nas Demonstrações contábeis de 2004. A aquisição de investimento adicional na CEG RIO foi registrada com base no método de custo.



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10. Participações em Companhias não Consolidadas e Outros Investimentos (Continuação) (b) Permuta de ativos – Petrobras e REPSOL - YPF

Em 28 de dezembro de 2000, a Petrobras e a Repsol YPF celebraram o Contrato de Permuta de Ativos, onde a Petrobras, em troca de ações da EG3 na Argentina, cedeu à Repsol YPF participação de 30% na Refinaria Alberto Pasqualini – REFAP, o direito de comercialização de combustíveis em cerca de 230 postos de gasolina da BR Distribuidora e a participação de 10% no campo de Albacora Leste. O contrato estabeleceu, em sua cláusula 4ª, que as partes que receberam em permuta as ações da EG3 e da REFAP deveriam, ao longo dos oito anos após 1º de janeiro de 2001, rever, anualmente, os valores de referência do Grupo EG3 e da REFAP S.A. (denominados “escaladores”), para ajustá-los observando as condições estabelecidas pela referida cláusula e permitindo a determinação, ao final do período, do valor definitivo das ações da EG3 e da REFAP, tão bem como as posições definitivas dos ativos e seu pagamento à parte credora, com anuência de ambas as partes. Segundo o Acordo de Encerramento dos Escaladores firmado em 29 de dezembro de 2005 e válido a partir de 1º de janeiro de 2006, as empresas promoveram a liquidação antecipada e definitiva dos escaladores.

O valor final, incluída a atualização monetária, devida pela Repsol YPF à Petrobras relativa à participação na EG3, pelo prazo integral de oito anos, incluídas as projeções para 2006, 2007 e 2008, totalizou US$335. Aplicou-se US$95 deste valor a fim de reduzir o ativo imobilizado e foi lançado US$158 a título de receitas extraordinárias, líquidas do imposto de renda de US$82 em 31 de dezembro de 2005. O valor final atualizado momentaneamente, devido pela Petrobras à Repsol YPF a título de participação de 30% na REFAP, pelo prazo total de 8 (oito) anos, incluindo as projeções para 2006, 2007 e 2008, totalizou US$255. Este montante foi registrado como componente de outras despesas, líquidas.



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(b) Permuta de ativos – Petrobras e REPSOL – YPF (Continuação)

Esses valores são definitivos e não estão sujeitos à revisão ou verificação por quaisquer das partes envolvidas, encerrando, assim, a aplicação e quantificação dos escaladores, conforme previsto no Acordo de Encerramento de Escaladores.

11. Conta Petróleo e Álcool - Créditos a Receber junto ao Governo Federal

(a) Movimentação da Conta Petróleo e Álcool O quadro abaixo resume as movimentações na Conta Petróleo e Álcool nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e 2005: Em 31 de dezembro 2006 2005 Saldo inicial 329 282 Receita Financeira (Nota 24) 7 9 Ganho na conversão 32 38

Saldo final 368 329

A Conta Petróleo e Álcool formou-se em períodos anteriores a 31 de dezembro de 2002 como conseqüência da regulamentação do mercado de combustíveis. O governo federal certificou o saldo da conta e alocou parte do valor de (US$53) em uma conta vinculada.



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11. Conta Petróleo e Álcool - Créditos a Receber junto ao Governo Federal (Continuação) (b) Liquidação das contas petróleo e álcool junto ao Governo Federal

Conforme definido pela Lei Nº 10.742, de 6 de outubro de 2003, a liquidação da Conta Petróleo e Álcool junto ao governo federal deveria ter ocorrido até 30 de junho de 2004. A Petrobras vem mantendo contatos com o Ministério das Minas e Energia (MME) e com a Secretaria do Tesouro Nacional (STN) para resolver questões pendentes necessárias para a conclusão do processo de liquidação. O saldo em aberto das Contas Petróleo e Álcool poderá ser pago da seguinte forma: (1) Títulos do Tesouro Nacional, emitidos no mesmo valor que o do saldo final da Conta Petróleo e Álcool; (2) liquidação do saldo das Contas Petróleo e Álcool, com quaisquer outros valores que possam ser devidos pela Petrobras ao Governo Federal, incluindo impostos; ou (3) uma combinação de ambas as modalidades.

12. Financiamentos

(a) Financiamentos de curto prazo Os financiamentos de curto prazo da Companhia foram obtidos principalmente de bancos comerciais e incluem financiamento de importações e exportações em dólares norte-americanos, que podem ser apresentados como segue:


Importações – petróleo e equipamentos 148 340 Capital de giro 1.145 610

1.293 950 A média ponderada das taxas de juros anuais dos empréstimos de curto prazo em aberto, em 31 de dezembro de 2006 e 2005, era de 4,68% e 4,09%, respectivamente.



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(b) Financiamentos de longo prazo

• Composição


Moeda estrangeira Notas 4.217 5.871 Instituições financeiras 3.550 3.215 Securitização de recebíveis 680 1.241 Créditos junto a fornecedores 1.215 1.349 Senior Notes negociáveis 330 330 Ativos relacionados ao programa de exportação a serem compensados com a venda de recebíveis futuros

(150)

(300)

Títulos recomprados (1) (19) (356) 9.823 11.350 Moeda local Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES (companhia estatal, ver Nota 24) 865 298 Debêntures: BNDES (companhia estatal, ver Nota 24) 626 291 Outros bancos 1.093 935 Outros 209 57

2.793 1.581

Total 12.616 12.931 Parcela circulante dos financiamentos de longo prazo (2.106) (1.428) 10.510 11.503

(1) Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Companhia tinha saldo investido no exterior em um fundo

exclusivo, o qual detinha títulos de algumas companhias do grupo Petrobras, e de algumas SPEs consolidadas pela Companhia de acordo com a FIN 46 (R), no valor total de US$245 (US$2.078 em 2005). Esses títulos são considerados extintos e os respectivos valores, acrescidos de juros, foram excluídos da apresentação do saldo de títulos e valores mobiliários e financiamentos de longo prazo, de US$19 (US$356 em 2005) e de projetos estruturados de US$226 (US$1.722 em 2005), respectivamente. (Ver também a Nota 14). Os ganhos e perdas por ocasião da extinção são reconhecidos à medida de sua realização. As posteriores re-emissões de notas de valores superiores ou inferiores ao par são lançadas em ágio ou deságio, sendo amortizados durante a vigência das notas. A Petrobras incorreu em despesas no valor total de US$160 em 2006 por ocasião da extinção da dívida, e de US$17 em 2005. Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Companhia possuía um saldo em aberto de ágios líquidos de re-emissão nos valores de US$45 e US$56, respectivamente.



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(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação)

• Composição dos financiamentos no exterior por moeda

Em 31 de dezembro 2006 2005 Moeda: Dólares norte-americanos 8.928 10.679 Iene japonês 626 409 Euro 269 262 Outros - - 9.823 11.350

• Vencimentos do principal dos financiamentos de longo prazo

Em 31 de dezembro de 2006, os vencimentos das parcelas de longo prazo podem ser apresentados como segue: 2008 1.466 2009 799 2010 1.543 2011 810 2012 1.788 2013 em diante 4.104 10.510



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(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação) • Composição dos financiamentos de longo prazo por taxa de juros anuais

Os financiamentos de longo prazo estão sujeitos às seguintes taxas de juros anuais:

Em 31 de dezembro 2006 2005 No exterior 6% ou menos 2.373 3.686 De 6% a 8% 3.805 2.603 De 8% a 10% 3.321 4.491 De 10% a 15% 324 570 9.823 11.350 No país 6% ou menos 470 85 De 6% a 8% 167 266 De 8% a 10% 858 264 De 10% a 15% 1.298 966 2.793 1.581 12.616 12.931

• Financiamento de exportações

A Petrobras e a PETROBRAS FINANCE LTD. - PFL mantêm contratos ("Master Export Contract" e "Prepayment Agreement") entre si e, também, com uma sociedade de propósito específico, não relacionada à Petrobras, denominada PF Export Receivables Master Trust ("PF Export"), referentes a pré-pagamento de recebíveis de exportação a serem gerados pela Petrobras FINANCE LTD., por intermédio de vendas, no mercado internacional, de óleo combustível e outros produtos adquiridos da Petrobras.



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(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação) Conforme estipulado nos contratos, a PFL cedeu os direitos relativos a contas a receber futuras no valor de US$1.800 (1a e 2a emissões) para a PF Export, que, em contrapartida, emitiu e entregou à PFL os seguintes títulos, também no valor de US$1.800:

• US$1.500 em Certificados Fiduciários Sênior, que foram negociados pela PFL

no mercado internacional ao valor de face. O valor foi transferido à Petrobras como adiantamento para exportações a serem feitas para a PFL, de acordo com o contrato de adiantamento.

• US$300 em Certificados Fiduciários Júnior, que foram mantidos no portfolio

da PFL. Se a PF Export incorrer em quaisquer perdas no recebimento do valor das exportações transferidas pela PFL, essas perdas serão compensadas pelos Certificados Fiduciários Júnior. A cessão de direitos a futuros recebíveis de exportação representa um passivo da PFL, que será quitado pela transferência das contas a receber para a PF Export como e quando forem geradas. Esse passivo estará sujeito a juros da mesma forma que os Certificados Fiduciários Sênior e Júnior, conforme descrito acima. Os Certificados Fiduciários Júnior constituem uma garantia de 20% para os Certificados Fiduciários Sênior. Em setembro de 2005, a Petrobras liquidou antecipadamente US$330 à PETROBRAS FINANCE LTD. - PFL a título de pré-pagamento das exportações. Esta antecipação permitiu à PETROBRAS FINANCE LTD. - PFL efetuar o pagamento, em 1º de setembro de 2005, de valor igual relativo aos Certificados Fiduciários Sênior das séries A2 e C com taxas flutuantes, emitidos pela PF Export, que venceriam em 2010 e 2013, respectivamente.



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(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação) Em 1º de março de 2006, a Petrobras liquidou antecipadamente US$334 a PETROBRAS FINANCE LTD. - PFL, relativos ao pré-pagamento de exportações. Esta antecipação permitiu à PETROBRAS FINANCE LTD. – PFL efetuar o pagamento, em 1º de março de 2006, de valor igual relativo aos Certificados Fiduciários Sênior das séries A1 e B com taxas fixas, emitidos pela PF Export, que venceriam em 2010 e 2011, respectivamente. Em 26 de maio de 2006, a PFL concluiu com sucesso a solicitação de anuência dos portadores dos Senior Trust Certificates a 6,4% da Série 2003-A, com vencimento em 2015, de emissão do Export Receivables Master Trust. O objetivo dos aditamentos era remover da operação as exportações de óleo combustível de maneira que os títulos fossem garantidos apenas pelos recebíveis oriundos das vendas do óleo combustível exportado pela Petrobras, e reduzir as exportações médias diárias brutas mínimas de óleo combustível de um período de doze meses. A PFL obteve também a anuência dos portadores da Série 2003-B a 3,75%, com vencimento em 2013. Os aditamentos passaram a vigorar em 1º de junho de 2006. Em decorrência destas alterações, a taxa da garantia das Séries 2003-B foi reduzida de 1,8% para 1,1%.

• Projetos GASENE , gasoduto Urucu-Coari-Manaus e duto para gás liquifeito de

petróleo Urucu-Coari Em 5 de dezembro de 2005, a Petrobras obteve do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), contrato de empréstimo ponte no valor de US$342 para a sociedade de propósito específico Transportadora GASENE S.A., responsável pela implementação do Projeto do Gasoduto de Interligação Sudeste Nordeste – GASENE e US$342 para a sociedade de propósito específico Transportadora Urucu Manaus S.A. dando continuidade à estruturação financeira dos projetos do Gasoduto Urucu-Coari-Manaus e do duto para Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) Urucu-Coari.



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(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação) • Financiamento das plataformas P-51 e P-52

Em 25 de novembro de 2004, a diretoria da Petrobras aprovou a assinatura de contrato no valor de até US$379 entre o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e sua subsidiária integral PETROBRAS NETHERLANDS B.V. – PNBV, para o financiamento dos bens e serviços brasileiros a serem utilizados na construção da plataforma de produção P-52. O crédito do BNDES será feito no âmbito do programa BNDES-Exim pós-embarque, modalidade “buyer credit”, que inclui o financiamento apenas de bens e serviços brasileiros no âmbito do investimento. O financiamento será amortizado em 10 anos após o término do período de construção da plataforma, previsto para maio de 2007. A taxa de juros será de LIBOR de 36 meses mais 2% durante o período de carência e de LIBOR de 60 meses mais 2% após esse prazo. Em 17 de dezembro de 2004, a PETROBRAS NETHERLANDS B.V. - PNBV, subsidiária integral da Petrobras, adquiriu uma linha de crédito no valor de US$280 para o financiamento da construção das plataformas P-51 e P-52. Este empréstimo é garantido por agências de crédito à exportação da Noruega, do Reino Unido e da Itália. O contrato prevê uma taxa de juros flutuante (Libor mais 0,6%) ou pré-fixada (4,86%). Em 17 de novembro de 2004, a PETROBRAS NETHERLANDS B.V. - PNBV, subsidiária integral da Petrobras, assinou outro contrato de empréstimo comercial com o Banco BNP Paribas a fim de oferecer à PETROBRAS NETHERLANDS B.V. - PNBV uma linha de crédito de US$100 para o financiamento da construção das plataformas P-51 e P-52. O contrato prevê uma taxa de juros flutuante com base na Libor mais 1,4%.



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(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação) • Global Notes Em 06 de outubro de 2006, a PIFCo emitiu Global Notes no montante de US$500. Os títulos apresentam um rendimento líquido (yield to investor) de 6,185% ao ano, com prazo de vencimento de 10 anos. Este é o menor custo de captação para a PIFCo sobre este prazo e representou uma taxa de 1,55% acima e abaixo do Título do Tesouro americano de prazo comparável. Os Global Notes foram ofertados por 99,557% do valor de face com cupom de 6,125% a.a.. A PIFCo usará esses recursos, principalmente, para pagar fornecedores.

(c) Recompra de Oferta de Títulos (Tender)

Em 24 de julho de 2006, a PIFCo, subsidiária integral da Companhia, concluiu a oferta de recompra (Tender), divulgada em 18 de julho de 2006. A quantidade de notas oferecidas para cinco séries de notas foi US$888. Os títulos recomprados relativos a 2006 totalizavam US$1.046. Considerando os títulos recomprados pela Companhia e suas subsidiárias em exercícios anteriores, também incluídas no Tender, a operação alcançou o valor de US$1.215. A finalidade desta iniciativa era reduzir o total da dívida em aberto e simplificar o perfil da dívida, tirando proveito da vigorosa geração de caixa da Companhia. A operação foi liquidada em 27 de julho de 2006 e foram canceladas a partir desta data todas as notas objeto da recompra. Após a conclusão da oferta de Tender, as despesas incorridas pela PIFCo totalizaram US$160.



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(d) Debêntures Em 2 de agosto de 2006, a Assembléia Geral Extraordinária da ALBERTO PASQUALINI – REFAP S.A., subsidiária da Companhia, aprovou o valor da emissão privada de debêntures simples, nominativas e escriturais no montante de US$391, objetivando a ampliação e modernização do parque industrial da REFAP e aumento de sua capacidade de processamento de petróleo de 20.000 m³/dia para 30.000 m³/dia, além de aumentar a parcela de óleos nacionais a ser processada. A emissão teve as seguintes características: prazo de emissão até 30 de dezembro de 2006 e amortização de 96 meses mais 6 meses de carência; 90% das debêntures serão subscritas pelo BNDES com juros de TJLP+3,8%a.a.;10% das debêntures serão subscritas pelo BNDESPAR com juros da cesta de moedas do BNDES + 2,3%a.a. Em 08 de setembro de 2006, foi assinado o Contrato de Financiamento, com a liberação da 1º parcela dos recursos no montante de US$278. Em 19 de dezembro de 2006, foi liberado o valor remanescente de US$113.

(e) Obrigações em Yen japonês Em 27 de setembro de 2006, a PIFCo concluiu a emissão privada de títulos no mercado de capital japonês (“Shibosai”) no montante total de ¥ 35 bilhões (US$298), com vencimento em setembro de 2016. A emissão privada feita no mercado japonês teve garantia parcial do Japan Bank for International Cooperation (JBIC) com uma taxa de 2,15% a.a. e pagamento de juros semestrais. Na mesma data, a PIFCo firmou um contrato de swap com o Citibank, trocando o valor total dessa dívida por um valor equivalente denominado em dólares norte-americanos. A PIFCo utilizou os recursos financeiros obtidos com esta emissão para financiar a PNBV, uma afiliada, para a construção de dutos que interligarão as plataformas de produção P-51, P-52 e P-53 à plataforma de rebombeio autônomo PRA-1. Ver nota 20 (e).



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(f) Garantias e cauções As instituições financeiras no exterior não requerem garantias da Companhia. Os financiamentos concedidos pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES estão garantidos pelos bens financiados. Os contratos de financiamento da Companhia contêm garantias e cauções padronizadas, entre outras: provisão de informação; relatórios financeiros; gestão de negócios; continuidade de existência corporativa; continuidade de aprovação do governo; conformidade com legislação aplicável; preservação de livros e registros; manutenção dos seguros, pagamentos de taxas e causas; e notificação de certos eventos. Os contratos de financiamento da Companhia também contêm cláusulas incluindo, sem limitação, limitações na ocorrência de endividamento; limitações na ocorrência de empréstimos; limitações nas transações com afiliadas; limitações na disposição de ativos; limitação nas consolidações, incorporações empresariais, vendas e/ou escrituras; restrições negativas de garantias; mudança de limitações na propriedade; classificação; limitações de procedimentos; e recebíveis exigidos como cobertura. A administração da Petrobras confirma que a Companhia vem cumprindo as cláusulas de seus contratos de empréstimo. Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a GASPETRO forneceu garantia para determinadas debêntures emitidas para financiar a compra de direitos de transporte no gasoduto Bolívia/Brasil, utilizando 3.000 ações da TBG, uma controlada da GASPETRO responsável pela operação do gasoduto.



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(f) Garantias e cauções (Continuação) O Governo Federal garante a dívida da TBG junto à Agência Multilateral de Crédito, que apresentava saldos remanescentes de US$367 e de US$402 em 31 de dezembro de 2006 e 2005, respectivamente. Durante o exercício de 2000, o Governo Federal, a Companhia, a TBG, a PETROQUISA e o Banco do Brasil S.A. firmaram acordo pelo qual as receitas da TBG servirão como contragarantia desse débito até que o mesmo tenha sido liquidado. A Petrobras firmou acordos de compromisso de compra para garantir as obrigações de sua controlada integral, PIFCo, com relação às emissões de títulos em 2001, 2002 e 2003 e seus respectivos contratos. A Petrobras tem a obrigação de comprar dos detentores das notas qualquer montante não pago de principal, juros ou outros valores devidos de acordo com as notas e contratos apresentados, sujeitos a certas limitações, mesmo que qualquer desses valores seja devido no vencimento das notas ou não.

(g) Linhas de crédito Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Companhia tinha utilizado todas as linhas de crédito disponíveis para suas importações. As linhas de crédito utilizadas em 31 de dezembro de 2006 e 2005 representavam US$1.370 e US$1.688, respectivamente. As linhas de crédito estão incluídas em financiamentos de curto e de longo prazo.



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13. Receitas (Despesas) Financeiras, Líquidas As despesas financeiras, receitas financeiras e as variações cambiais e monetárias líquidas sobre os ativos e passivos monetários, líquidas, apropriadas ao resultado dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004, estão demonstradas abaixo: Exercício findo em 31 de dezembro

2006 2005 2004

Despesas financeiras: Empréstimos e financiamentos (1.076) (1.135) (1.055) Juros capitalizados 1.001 612 267 Arrendamento mercantil (105) (98) (94) Projetos estruturados (370) (334) (316) Perdas em instrumentos derivativos (481) (103) (233) Perdas em recompra de títulos (160) (17) (137) Outras (149) (114) (165)

(1.340) (1.189) (1.733) Receitas Financeiras Investimentos 566 337 199 Clientes 231 84 24 Títulos governamentais 79 90 42 Adiantamentos a fornecedores 27 33 32 Ganho em hedge a valor justo - 93 553 Outras 262 73 106

1,165 710 956 Variações monetárias e cambiais sobre ativos e passivos monetários, líquidas 75 248 450

(100)

(231)

(327)



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14. Projetos Estruturados Desde 1997, a Companhia tem utilizado projetos estruturados com o objetivo de prover recursos para o desenvolvimento contínuo de seus projetos relacionados à exploração e produção. As sociedades de propósito específico associadas aos projetos estruturados são consolidadas com base na Interpretação FIN Nº 46 (R), e as obrigações relativas aos projetos estruturados representam a dívida das SPEs consolidadas obtidas de financiadores. Sob esses contratos, a Companhia é responsável por concluir o desenvolvimento dos campos de petróleo e gás, operá-los, arcar com todas as despesas operacionais referentes aos projetos e utilizar parte da receita líquida gerada pelos campos para financiar as dívidas das sociedades de propósito específico e ter retorno sobre o patrimônio. Ao término de cada financiamento de projeto, a Companhia poderá comprar os ativos arrendados ou transferidos das sociedades de propósito específico consolidadas constituídas.



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14. Projetos Estruturados (Continuação) As obrigações relativas aos projetos em andamento, em 31 de dezembro de 2006 e 2005, estão descritas resumidamente a seguir: Em 31 de dezembro 2006 2005 Barracuda/Caratinga 1.405 2.435 Charter Development – CDC (1) 876 346 Cabiúnas 683 799 PDET Offshore S.A. 662 188 Transportadora Gasene 617 236 Nova Transportadora do Sudeste – NTS (2) 543 461 Nova Transportadora do Nordeste – NTN (2) 449 385 Codajás (3) 411 215 Espadarte/Voador/Marimbá (EVM) 282 399 Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP 226 1.700 Cia. de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI 175 - Nova Marlim 142 286 Cia Petrolífera Marlim 57 139 Albacora 46 55 Pargo, Carapeba, Garoupa and Cherne (PCGC) 26 35 Fundo de Investimemento Imobiliário – FII (4) - 85 Títulos recomprados (5) (226) (1.722) 6.374 6.042 Parcela circulante dos projetos estruturados (2.182) (2.413) 4.192 3.629 (1) Charter Development – CDC é responsável por Marlim Leste (Projeto P-53). (2) A Nova Transportadora do Sudeste – NTS e a Nova Transportadora do Nordeste – NTN participam do consórcio

responsável pelo Projeto Malhas. (3) Codajás consolida a Transportadora Urucu - Manaus S.A., responsável pelo Projeto Amazônia. (4) Fundo de Investimento Imobiliário – FII é responsável pelo Certificado de Recebíveis Imobiliários – Projeto CRI

Macaé. (5) Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Companhia possuía saldo investido no exterior em um fundo de investimento

exclusivo. Esses títulos são considerados como extintos e, assim, os respectivos valores, incluindo os juros aplicáveis, foram excluídos das rubricas títulos e valores mobiliários e projetos estruturados (ver também Nota 5).



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14. Projetos Estruturados (Continuação) A Companhia recebeu adiantamentos no valor de US$376, os quais foram registrados como obrigações com projetos estruturados, e são relacionados a ativos atrelados a contratos com os investidores, incluídos no saldo do ativo imobilizado. Esses ativos e obrigações estão registrados pelo valor bruto, uma vez que a obrigação pode apenas ser liquidada mediante entrega completa do ativo já construído. Em 31 de dezembro de 2006, as parcelas de longo prazo relativas aos projetos estruturados possuem os seguintes vencimentos: 2008 1.252 2009 993 2010 666 2011 401 2012 158 2013 em diante 722 4.192

Em 31 de dezembro de 2006, os valores das obrigações de desembolsos assumidos relativos aos financiamentos consolidados de projetos estruturados encontram-se apresentados como segue: Cia. de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais – CDMPI 733 Transportadora Gasene 601 PDET Offshore S.A. 378 Charter Development – CDC 224 1.936



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14. Projetos Estruturados (Continuação)

A tabela a seguir resume os projetos, seus objetivos, as garantias e investimentos estimados de cada projeto:

Projeto

Finalidade

Principais Garantias

Valor do Investimento

Barracuda/ Caratinga

Para permitir o desenvolvimento da produção nos campos de Barracuda e Caratinga na Bacia de Campos, a SPE Barracuda e Caratinga Leasing Company B.V. (BCLC) é responsável pela constituição de todos os ativos (poços, equipamentos submarinos e unidades de produção) requeridos pelo projeto, sendo também proprietária destes.

Garantia da Brasoil para cobertura de necessidades financeiras da BCLC.

US$3.100

CLEP A Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP disponibiliza ativos vinculados à produção de petróleo na Bacia de Campos através de contrato de aluguel com prazo de 10 anos, ao fim do qual a Petrobras terá o direito de adquirir as ações da SPC ou os ativos do projeto.

Pagamentos antecipados de aluguel, caso a receita não seja suficiente para atender às obrigações com financiadores.

US$1.250

Cabiúnas

Projeto com o objetivo de aumentar a capacidade de escoamento da produção de gás da Bacia de Campos. A Cayman Cabiunas Investment Co. Ltd. (CCIC) disponibiliza os ativos para a Petrobras por meio de um contrato de leasing internacional.

Penhor de 10,4 bilhões de m3 de gás.

US$850

Projeto Malhas- (NTN/NTS)

Consórcio entre TRANSPETRO, Transportadora Nordeste Sudeste (TNS), Nova Transportadora do Sudeste (NTS) e Nova Transportadora do Nordeste (NTN). A NTS e NTN fornecem ativos relacionados ao transporte de gás natural. A TNS (companhia 100% GASPETRO) disponibiliza ativos já constituídos anteriormente. A TRANSPETRO contribui como operadora dos gasodutos.

Pagamentos antecipados por capacidade de transporte para cobrir eventuais deficiências de caixa do consórcio

US$1.000

EVM

Projeto com o objetivo de se estabelecer equipamentos submarinos de produção de petróleo nos campos de Espadarte, Voador, Marimbá e outros sete campos menores na Bacia de Campos. A EVM Leasing Co. (EVMLC) disponibiliza os ativos para a Petrobras por meio de um contrato de leasing internacional.

Penhor de pré-determinados volumes de petróleo.

US$1.070

NovaMarlim

Consórcio com a NovaMarlim Petróleo S.A. (NovaMarlim) que disponibiliza equipamentos submarinos de produção de petróleo e ressarce à Petrobras os custos operacionais decorrentes da operação e manutenção dos ativos.

30% da produção do campo limitado a 720 dias.

US$933

PDET A PDET Offshore S.A. é a futura proprietária dos ativos do

projeto cujo objetivo é melhorar a infra-estrutura de transferência do óleo produzido na Bacia de Campos para as refinarias da Região Sudeste e para exportação. Os ativos serão posteriormente alugados para a Petrobras por 12 anos.

Todos os ativos do projeto serão dados em garantia

US$1.270



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Projeto

Finalidade



Marlim

Consórcio com a Companhia Petrolífera Marlim (CPM), que disponibiliza para a Petrobras equipamentos submarinos de produção de petróleo do campo de Marlim.

70% da produção do campo limitado a 720 dias.

US$1.500

Albacora

Consórcio entre a Petrobras e a Albacora Japão Petróleo Ltda. (AJPL), que disponibiliza ativos de produção de petróleo do campo de Albacora na Bacia de Campos para a Petrobras.

Titularidade dos ativos US$170

Albacora/ PETROS

Consórcio entre a Petrobras e a Fundação PETROS de Seguridade Social, que disponibiliza ativos de produção de petróleo do campo de Albacora na Bacia de Campos para a Petrobras.

Titularidade dos ativos

US$240

PCGC A Companhia de Recuperação Secundária (CRSec) disponibiliza ativos para serem utilizados pela Petrobras nos campos de Pargo, Carapeba, Garoupa, Cherne e outros através de um contrato de aluguel com pagamentos mensais.

Pagamento adicional de aluguel caso a receita não seja suficiente para atender às obrigações com financiadores.

US$134

Projeto Marlim Leste (P-53) – (CDC)

Para desenvolver a produção no campo de Marlim Leste, a Petrobras irá se utilizar de uma Unidade flutuante de Produção, a P-53, que será afretada da Charter Development LLC, empresa constituída no estado de Delaware/USA. O contrato de afretamento, na modalidade casco nu (Bare Boat Charter), será firmado por um período de 15 anos, contados a partir da data de sua assinatura.

Completion: o início do cronograma de pagamentos do afretamento pela Petrobras se dará em uma data predeterminada. Cost Overrun: Eventuais aumentos do custo de construção da P-53 irão acarretar correspondente aumento nos valores de afretamento a serem pagos pela Petrobras.

US$1.180

Amazônia (Codajás)

Construção de um gasoduto com 385 km de extensão, entre Coari e Manaus e de um GLPduto de 285 Km de extensão, entre Urucu e Coari, ambos sob a responsabilidade da Transportadora Urucu Manaus S.A. e construção de uma termelétrica, em Manaus, com capacidade de 488 MW através da Companhia de Geração Termelétrica Manauara S.A.

Em negociação

US$1.300



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Projeto

Finalidade



GASENE A Transportadora Gasene S.A. é responsável pela construção e futura proprietária de gasodutos de transporte de gás natural, com extensão total de 1,4 mil Km e capacidade de transporte de 20 milhões de metros cúbicos por dia, ligando o Terminal de Cabiúnas no Rio de Janeiro até a cidade de Catu, no Estado da Bahia

A definir. US$2.000

CDMPI (modernização da REVAP)

Este projeto tem como objetivo o aumento da capacidade da Refinaria Henrique Lage (REVAP) em processar óleo pesado nacional, ajustar o diesel por ela produzido às novas especificações nacionais e reduzir a quantidade de emissão de poluentes. Para tal objetivo, foi criada a Sociedade de propósito específico (SPE) Cia. de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI que construirá e alugará para a Petrobras uma unidade de Coqueamento Retardado, uma unidade de Hidrotratamento de Nafta de Coque e unidades correlatas.

Pagamentos antecipados de aluguel para cobrir eventuais deficiências de caixa da CDMPI

US$900

Mexilhão

Construção de uma plataforma (PMXL-1) de produção

de gás natural nos Campos de Mexilhão e Cedro, na Bacia de Santos, Estado de São Paulo, através da Companhia Mexilhão do Brasil (CMB), responsável pela captação dos recursos necessários para constituição da referida plataforma. Após constituída, a PMXL-1 será alugada à Petrobras, detentora da concessão para exploração e produção nos referidos campos

A definir US$595

P-55 e P-57 Para desenvolver a produção no Módulo 3 no campo Roncador (P-55) e Fase 2 do campo Jubarte (P-57). A Deepwater charter LLC e a Deepblue Charter LLC são responsáveis por conjuntamente contratar quatro SPEs para construir o UEP: uma para o casco da P-55, outra para o casco da P-57, assim como duas outras para Módulos de Geração e Compressão para UEPs. No final, a PNBV fretará a P-55 da Deepwater e a P-57 da Deepblue e subfretará as mesmas para a Petrobras. Processo de seleção em andamento para os SPEs (IDB com interação).

Compromisso de fretamento futuro da Petrobras com a PNBV e a PNBV com a proprietária da UEP (Deepwater e Deepblue).

US$1.960

Termobahia Aquisição de 49% da participação detida pela ABB-EV-Equity Venture (ABB-EV) na TERMOBAHIA, compreendida por ações e créditos por meio da estruturação financeira acertada com o Banco de Desenvolvimento Interamericano. Uma SPE foi estruturada denominada BLADE Securities Ltd (“BLADE”), sediada na Irlanda, que será a sucessora dos direitos detidos pela ABB-EV até que a Petrobras apresente um parceiro estratégico.

Nenhum fornecido. US$39,6



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Blade Securities Limited

A Sociedade de Propósito Específica (SPE) BLADE Securities Ltd (“BLADE”), foi criada pelo Deutsche Bank (DB), para auxiliar a Petrobras em suas transações relacionadas à aquisição de uma participação de 49% detida pela ABB-EV na usina elétrica TERMOBAHIA. (Ver Nota 18 (h)). A estruturação financeira envolve duas operações simultâneas: a aquisição de direitos da ABB-EV e a venda desses direitos a uma instituição privada, DB, até que um parceiro estratégico seja introduzido pela Petrobras dentro de um prazo máximo de um ano. De acordo com os contratos, a PIFCo pagou à BLADE US$1, e em contrapartida, a Blade transferiu à PIFCo o direito a quaisquer dividendos a serem recebidos da TERMOBAHIA e os direitos às ações da TERMOBAHIA para a PIFCo ou uma subsidiária da Petrobras. Adicionalmente, a PIFCo pagou à Blade US$38, e em contrapartida, a BLADE transferiu à PIFCo quaisquer somas recebidas da TERMOBAHIA relacionadas ao empréstimo subordinado registrado como notas recebíveis que tem uma taxa de juros de 8% ao ano e data de expiração em 2023, e o direito aos empréstimos a receber para a PIFCo ou uma subsidiária da Petrobras. (Ver Nota 18(h)). Como um resultado da série de transações, a Petrobras reconheceu um ganho de US$4 na extinção da dívida em 31 de dezembro de 2005, relacionado ao fato de que não mais pagará 18,79% de juros a um credor terceiro. Devido à imaterialidade, a Companhia não aplicou a combinação de negócios para o aumento de participação (step up acquisition) na subsidiária TERMOBAHIA.



F-75

15. Arrendamento Mercantil A Companhia mantém contratos de arrendamento mercantil para algumas plataformas marítimas e navios que são registrados como arrendamento mercantil. Em 31 de dezembro de 2006, o valor contábil líquido dos ativos arrendados era de US$1.338 (US$1.419 em 31 de dezembro de 2005). Em 31 de dezembro de 2006, os pagamentos mínimos futuros desses contratos de arrendamento são os seguintes: 2007 300 2008 313 2009 284 2010 230 2011 112 2012 62 2013 em diante 36 Provisão de pagamentos futuros de arrendamento 1.337 Menos montante representando juros anuais de 6,2% a 12,0% (282) Valor presente dos pagamentos mínimos de arrendamento 1.055 Menos parcela circulante de obrigações de arrendamento mercantil (231) Parcela de longo prazo de obrigações de arrendamento mercantil 824



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16. Obrigações com Benefícios Pós-Aposentadoria e Outros Benefícios

(a) Saldos relativos a benefícios pós-aposentadoria Os saldos relativos a benefícios pós-aposentadoria estão representados a seguir: Em 31 de dezembro

2006 2005

Plano de pensão

Plano de saúde

Plano de pensão

Plano de saúde

Passivo circulante 198 - 206 -

Exigível a longo prazo 4.645 5.433 3.627 3.004

Obrigações com benefícios pós-aposentadoria projetados 4.843 5.433 3.833 3.004

Outros resultados abrangentes acumulados 3.110 1.495 2.941 -

Efeito tributário (1.058) (508) (1.011) -

Saldo líquido registrado no patrimônio líquido 2.052 987 1.930 -

(b) Plano de pensão – Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS

A Fundação Petrobras de Seguridade Social (PETROS) foi constituída pela Petrobras como uma pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, com autonomia administrativa e financeira. Desta forma, a PETROS tem por objetivos primordiais: (i) instituir, administrar e executar planos de benefícios para as empresas ou

entidades com as quais tiver firmado convênio de adesão; (ii) prestar serviços de administração e execução para planos de benefícios de

natureza previdenciária; e (iii) promover o bem-estar social dos seus participantes, especialmente no que

concerne a pagamentos de benefícios pós-aposentadoria.



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(b) Plano de pensão - Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS (Continuação) O Plano PETROS é um plano de previdência de benefícios definido, instituído pela Petrobras em julho de 1970, para suplementar os benefícios de previdência do INSS, e é direcionado aos empregados da Petrobras e de suas controladas e coligadas brasileiras. Para garantir seus objetivos, a PETROS recebe contribuições mensais das empresas patrocinadoras do Plano PETROS no montante de 12,93% sobre a folha de salários dos empregados participantes do plano. Adicionalmente, a PETROS aufere rendimentos pela aplicação dessas contribuições em investimentos. A política da Companhia é contribuir anualmente com o montante definido pelos cálculos atuariais. No ano calendário de 2006, os benefícios pagos totalizaram US$713 (US$570 em 2005). O passivo da Companhia relacionado aos benefícios futuros devidos aos participantes do plano é calculado anualmente por atuário independente, com base no método da Unidade de Crédito Projetada. Os ativos garantidores do plano de pensão são apresentados reduzindo o passivo atuarial líquido.

Os ganhos e perdas atuariais gerados pelas diferenças entre os valores da obrigação e ativos determinados com base em projeções e em números reais, estão respectivamente incluídos ou excluídos do cálculo do passivo atuarial líquido e registrados como “Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de impostos - plano de pensão”, no patrimônio líquido. Ganhos e perdas atuariais são amortizados durante o período de serviço remanescente médio dos funcionários ativos de aproximadamente 10 anos em 31 de dezembro de 2006, de acordo com o procedimento estabelecido pelo SFAS 87.



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(b) Plano de pensão - Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS (Continuação) A relação entre as contribuições das patrocinadoras e participantes do Plano PETROS, considerando apenas aquelas atribuíveis à Companhia e suas controladas, nos exercícios de 2006 e 2005, foi de 1,00 para 1,00. A estimativa máxima de contribuição da Companhia no plano de pensão, a ser paga em 2007 é de aproximadamente US$194, com previsão de total de pagamentos de benefícios para o ano de 2007 de US$830. De acordo com a Emenda Constitucional Nº 20, o cômputo de qualquer déficit no plano de benefício definido, conforme o método atuarial do corrente plano, (diferente do método estabelecido no SFAS 87), deve ser igualmente arcado pela patrocinadora e os participantes, mediante um ajuste às contribuições normais. O Plano PETROS está fechado aos novos empregados do Sistema Petrobras, admitidos a partir de setembro de 2002, e a Companhia fez um seguro de vida em grupo para cobertura de todos os empregados admitidos posteriormente ao fechamento do Plano PETROS, este seguro vigorará enquanto não for implantado um novo plano de previdência privada.



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(b) Plano de pensão – Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS (Continuação) Ativos do plano Os ativos do plano são investidos principalmente em títulos do governo, em fundos de investimento, em títulos patrimoniais e em imóveis. O quadro a seguir apresenta os tipos de ativos do plano:


Títulos do governo 44% 45% Fundos de investimento 27% 26% Títulos patrimoniais 20% 18% Outros 9% 11%

100% 100%

Os ativos do plano incluem os seguintes títulos de partes relacionadas:


Ações ordinárias da Petrobras 304 178 Ações preferenciais da Petrobras 429 343 Empresas estatais 54 14 Títulos do governo 4.952 3.899 Títulos de outras empresas ligadas 171 183

5.910 4.617



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(b) Plano de pensão - Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS (Continuação) Ativos do plano (Continuação) PETROS concordou em proporcionar recursos para o financiamento do desenvolvimento contínuo do campo de petróleo e gás Albacora, localizado na Bacia de Campos, o qual é classificado como Títulos de outras empresas ligadas (ver Nota 14). A taxa estimada de retorno de longo prazo dos ativos do plano PETROS adotada pela Companhia é de 6,19%, acima da inflação. A carteira de investimentos da PETROS em 31 de dezembro de 2006 era composta de 71% de títulos, sendo 44% de títulos do governo mantidos até o vencimento, os quais rendem juros de 6% ao ano mais a variação do IPCA (Índice de Preços ao Consumidor Ampliado) e 27% de fundos de investimento sujeitos a juros similares ao do CDI (Certificado de Depósito Interbancário), que vêm rendendo mais de 6% ao ano. Assim, a Companhia considera a taxa de juros de longo prazo de 6,19% adequada para o cálculo do retorno estimado dos ativos, uma vez que se encontra em linha com a composição da carteira de ativos do plano PETROS. A PETROS possui um volume significativo de investimentos em títulos do governo, principalmente obrigações, NTN-B que, através de acordo com a Secretaria de Previdência Complementar, serão mantidos até o vencimento sendo registrados pelo valor justo, que foi calculado pelo ajuste ao valor presente líquido. Portanto, o percentual de ativos alocados nesse investimento permanecerá inalterado no curto prazo.



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(b) Plano de pensão - Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS (Continuação) Novo plano de benefícios Em maio de 2001, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a criação de um plano misto de benefícios para empregados novos e atuais, baseado em contribuições definidas para benefícios programáveis e em benefícios definidos para benefícios de risco. Entretanto, a migração dos participantes e dos beneficiários do plano anterior (PETROS) para o novo plano foi suspensa, decorrente de decisão judicial federal, surgida de uma restrição por pedido do sindicato dos empregados. Uma decisão judicial tomada em 2004 garantiu restrição sobre o novo plano invalidando quaisquer mudanças do plano PETROS para fins de migração para o novo plano. A sentença está sob recurso. A Petrobras constituiu, em 2003, um grupo de trabalho onde participam, também, representantes da Federação Única dos Petroleiros - FUP, sindicatos e a PETROS, entre outros, com o objetivo de fazer avaliações alternativas para um novo modelo de previdência complementar da Companhia, inclusive com análises de formas negociadas de equacionamento do déficit atuarial. Em 19 de abril de 2006, a Petrobras, na busca de um entendimento a respeito de seu Plano de Previdência Complementar, apresentou aos participantes empregados e assistidos, proposta que visava propiciar uma situação de equilíbrio para o atual Plano PETROS e a implantação de um Novo Plano, denominado Plano PETROS 2. A execução da proposta apresentada pela Diretoria Executiva da Companhia tinha diversas condicionantes, incluindo a renegociação do Regulamento do Plano PETROS, no que se refere às formas de reajustes dos benefícios e aposentadorias e pensões, considerando a adesão individual maciça de participantes empregados e dependentes.



F-82

Novo plano de benefícios (Continuação) A meta de repactuação maciça do Plano PETROS, previamente estabelecida pela Companhia, não foi alcançada, tornando-se sem efeito a proposta apresentada pela Petrobras. Em 08 de janeiro de 2007, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a reabertura do processo de repactuação do Plano PETROS, com o objetivo de atender às reivindicações das entidades sindicais, dado que a maioria dos participantes havia se posicionado favorável à repactuação. A nova meta de número mínimo de adesão à repactuação foi estabelecida em 2/3 (dois terços) dos participantes e o prazo final para manifestarem sua opção foi 28 de fevereiro de 2007. A meta de repactuação foi atingida e a proposta apresentada pela Companhia tornou-se efetiva. A Petros está calculando o montante a ser coberto pelos patrocinadores, que irá reduzir o déficit do Plano Petros, conforme estabelece a legislação previdenciária do país. Em 20 de outubro de 2006, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a implementação do Plano PETROS 2, para os empregados que atualmente estão sem plano. O Novo Plano de previdência complementar foi concebido na modalidade de Contribuição Variável. Neste modelo, as contribuições são capitalizadas em contas individuais e os benefícios da previdência são estabelecidos de acordo com os saldos das contas. Esse plano também inclui benefícios de risco com cobertura para doença, invalidez e morte, e renda vitalícia.



F-83

Novo plano de benefícios (Continuação)

O Plano PETROS 2 também contempla regime de pagamento em renda vitalícia, um benefício mínimo que garante a cobertura do benefício para que o mesmo não tenha valor monetário inferior a 30% do salário de contribuição média. Em 20 de dezembro de 2006, o Departamento de Coordenação e Controle das Empresas Estatais (DEST) decidiu aprovar a proposta do Plano Petros 2, que também foi aprovado em 5 de janeiro de 2007, pelo Ministério de Minas e Energia. Em 19 de janeiro de 2007, o Conselho Deliberativo da Petros aprovou o Plano Petros 2, que será remetido para avaliação e manifestação da Secretaria de Previdência Complementar - SPC, para a devida aprovação final, quando então poderá ser ofertado aos empregados que hoje estão sem cobertura de plano de previdência complementar patrocinado pela Companhia. A Petrobras e as demais patrocinadoras assumirão integralmente as contribuições correspondentes ao período em que os novos participantes estiveram sem plano. Este serviço passado deverá considerar o período desde a data de admissão até a abertura para inscrição no Plano Petros 2. Os desembolsos serão realizados ao longo dos primeiros meses de contribuição até o total de meses que o participante ficou sem plano, e deverá cobrir a parte relativa aos participantes e à patrocinadora. O valor máximo estimado deste compromisso atuarial, em 31 de dezembro de 2006, se o plano for aprovado pela SPC e aceito por todos os novos funcionários, é de US$109. Esse Novo Plano também viabiliza a manutenção da cobertura previdenciária oferecida pela Companhia, mitiga o risco apresentado no modelo adotado de benefício definido e reduz consideravelmente a possibilidade de déficits futuros.



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Novo plano de benefícios (Continuação) O reflexo de associação ao novo plano e seus respectivos custos de benefícios serão avaliados conforme os padrões determinados no SFAS 87, 132 e158 e serão computados e reconhecidos nas contas apenas na implementação do plano. TRANSPETRO A TRANSPETRO mantém com a PETROS um plano de previdência privada de contribuição definida, denominado Plano TRANSPETRO, que recebe, mensalmente, contribuições equivalentes a 5,32% da folha de pagamento dos participantes, que é igual ao valor das contribuições dos participantes.

(c) PETROBRAS ENERGIA – PEPSA (incluindo PESA) Plano de contribuição definida Plano de Pensão Complementar para Funcionários Em novembro de 2005, o Conselho de Administração da Petrobras Energía aprovou a implementação de um plano definido de contribuições voluntárias no qual todos os funcionários da Companhia têm a opção de participar. Por meio desse plano, a Petrobras Energia fará contribuições para um fideicomisso equivalente às contribuições feitas pelos funcionários que irão se inscrever no plano para um fundo mútuo ou AFJP, à sua escolha, em conformidade com um esquema definido para cada nível de salário. Os funcionários participantes podem fazer contribuições voluntárias que excedam aquelas estabelecidas no esquema mencionado, que não serão consideradas para fins das contribuições a serem feitas pela Petrobras Energia. Nos exercício findos em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Petrobras Energia lançou despesas de US$1 e de US$2, respectivamente, atribuíveis a tais benefícios.



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(c) PETROBRAS ENERGIA - PEPSA (incluindo PESA) (Continuação) Plano de benefício definido Plano “Indemnity” Trata-se de um plano de benefício definido para todos os funcionários que cumpram determinadas condições, e se destina a conceder, na aposentadoria, um salário por cada ano de serviço na Companhia, de acordo com uma escala regressiva que considera os anos de vigência do plano. Fundo Compensador Trata-se de um plano de benefício definido para todos os funcionários da Petrobras Energía que foram admitidos na Companhia antes de 31 de maio de 1995, e acumularam determinado número de anos de serviço. O benefício tem como base o último salário recebido e os anos de serviço de cada funcionário inscrito no fundo. O plano é de natureza complementar, ou seja, o benefício ao funcionário está representado pelo valor determinado pelas condições do fundo, após a dedução dos benefícios a pagar ao funcionário nos termos do plano de contribuição e do sistema público de aposentadoria, de modo que o benefício total de cada funcionário seja igual ao estipulado neste plano.



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(c) PETROBRAS ENERGIA - PEPSA (incluindo PESA) (Continuação) Fundo Compensador (Continuação) O plano exige uma contribuição a um fundo exclusivo da Petrobras Energia e sem contribuição por parte dos funcionários, desde que estes contribuam para o sistema de aposentadoria pelo salário integral. Conforme o disposto nos estatutos sociais da Petrobras Energia, a Empresa contribui ao fundo com base na proposta à Assembléia Geral Ordinária feita pelo Conselho de Administração de até 1,5% do lucro líquido anual. Os ativos do fundo foram integrados a um fundo fiduciário. As metas com relação ao investimento dos ativos são: (i) a preservação do capital em dólares norte-americanos, (ii) a manutenção de níveis elevados de liquidez e (iii) o atingimento dos maiores resultados possíveis com base em 30 dias. Por este motivo, os ativos serão investidos principalmente em obrigações, debêntures, fundos mútuos e certificados de depósito. O Bank of New York é o agente fiduciário e Watson Wyatt é o agente administrador. Caso haja excesso (devidamente confirmado por um atuário independente) de recursos nos termos do contrato fiduciário, para cumprir os benefícios concedidos pelo plano, à Petrobras Energia será facultado optar por sua utilização, e nesta hipótese a mesma terá que avisar o agente fiduciário do ocorrido.

(d) SFAS 158 - “Contabilização pelos Empregadores dos Planos de Aposentadoria e outros Planos Pós Aposentadoria com Benefício Definido” Em setembro de 2006 o FASB divulgou o SFAS 158 - “Contabilização pelos Empregadores dos Planos de Aposentadoria e outros Planos Pós Aposentadoria com Benefício Definido” – aditamento aos Pronunciamentos FASB Nos. 87, 88, 106 e 132(R) (“SFAS 158”), o qual entrou em vigor na Companhia em 31 de dezembro de 2006. O referido pronunciamento dispõe sobre o reconhecimento pela Companhia da situação superavitária ou deficitária de cada um de seus planos de aposentadoria com benefício definido, na qualidade de ativo ou de passivo, e de registrar as alterações na posição financeira através das “Outras receitas acumuladas abrangentes”, como elemento distinto do patrimônio líquido.



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(d) SFAS 158 - “Contabilização pelos Empregadores dos Planos de Aposentadoria e outros Planos Pós Aposentadoria com Benefício Definido” (Continuação) Os efeitos decorrentes da adoção do SFAS 158 no balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2006 são os seguintes:

Pré-SFAS 158 com Ajustes Mínimos do

Passivo Ajustes da Adoção

do SFAS 158 Pós –

SFAS 158 Impostos diferidos 3.459 (543) 2.916 Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários – Plano

de pensão 4.712 131 4.843 Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários –

Plano de saúde 3.938 1.495 5.433 Outros resultados abrangentes acumulados – ajustes

de plano de pensão (1.956) (96) (2.052) Outros resultados abrangentes acumulados – ajustes

de plano de saúde - (987) (987) Total do passivo e patrimônio líquido 98.680 - 98.680 Patrimônio líquido total 45.382 (1.083) 44.299

(e) Plano de saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS)

A Petrobras e suas controladas brasileiras mantêm um plano de assistência médica (AMS), com benefícios definidos, que cobre todos os empregados das empresas no Brasil (ativos e aposentados) e respectivos dependentes. O plano é administrado pela própria Companhia e os empregados contribuem com uma parcela fixa para cobertura de grande risco e com uma parcela dos gastos incorridos referentes às demais coberturas, de acordo com tabelas de participação baseada em determinados parâmetros, incluindo níveis salariais.



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(e) Plano de saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS) (Continuação)

O compromisso da Companhia relacionado aos benefícios futuros devidos aos participantes do plano é calculado anualmente por atuário independente, com base no método da Unidade de Crédito Projetada. O plano de assistência médica não está coberto por ativos garantidores. O pagamento dos benefícios é efetuado pela Companhia com base nos custos anuais incorridos pelos participantes. Até 2006, os ganhos e perdas atuariais gerados pelas diferenças entre os valores das obrigações apuradas com base em premissas atuariais estimadas e as efetivamente incorridas são, respectivamente, incluídos ou excluídos na determinação do compromisso atuarial líquido.

Em 31 de dezembro de 2006, conforme o SFAS 158, (ver a Nota 16 (d)), os ganhos e perdas atuariais oriundos das diferenças entre os valores da obrigação determinada com base em projeções, e os valores efetivos, acham-se incluídos ou excluídos, respectivamente, do cálculo da obrigação atuarial e registrados como “Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria líquido de impostos - plano de saúde” em Outros Resultados Abrangentes Acumulados, no patrimônio líquido. Os ganhos e perdas registrados como Outros Resultados Abrangentes Acumulados são amortizados ao longo do período de serviço remanescente médio dos funcionários ativos. Com a adoção do SFAS 158 a partir 31 de dezembro de 2006, as obrigações relativas à assistência médica aumentaram em US$1.495 e o patrimônio líquido reduziu-se em US$987, líquido do imposto de renda.



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(e) Plano de saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS) (Continuação) Em 15 de dezembro de 2006, a Petrobras implementou o Benefício Farmácia, que prevê condições especiais na aquisição de certos medicamentos pelos beneficiários da AMS, em farmácias cadastradas, localizadas em todo Brasil. Com a implementação deste Benefício, o custo não reconhecido do serviço passado estimado por atuários independentes, em 31 de dezembro de 2006, foi de US$86, sendo amortizados ao longo do período médio de serviço remanescente dos empregados ativos. O custo do serviço anterior não reconhecido foi incluído em Outros Resultados Abrangentes Acumulados e apresentado nas variações das Obrigações de Benefício, como “Aditamento do Plano – Benefício farmácia”. Para fins de cálculo, assumiu-se a taxa de aumento no custo per capita dos benefícios do plano de saúde de 10% ao ano, com a adoção do SFAS 106. A redução esperada para a taxa anual era de 4,5% de 2007 a 2036.



F-90

(e) Plano de saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS) (Continuação) As taxas que refletem a tendência dos custos de benefícios de plano de saúde assumidas afetam significativamente os valores apresentados referentes ao plano de saúde pós-aposentadoria. Uma variação de um ponto percentual nos custos assumidos do plano de saúde teria os seguintes efeitos:

Aumento de um Redução de um ponto percentual ponto percentual

Efeito sobre os componentes do custo total dos serviços e juros

113

(91)

Efeito sobre a obrigação com benefícios pós-aposentadoria

832

(679)

LIQUIGÁS DISTRIBUIDORA S.A. A Liquigás mantém um plano de assistência médica que oferece benefícios definidos e cobre os funcionários do GLP. Em 31 de dezembro de 2006, a Liquigás contabilizou obrigações relativas a custos de benefícios com a assistência médica futura pós-aposentadoria, no valor de US$18 (US$16 em 2005). A Liquigás administra o plano e o passivo relativo a futuros benefícios aos participantes do plano é calculado com base anual por atuários independentes, com base no método da Unidade de Crédito Projetada de acordo com o SFAS 106 e o SFAS 132 Divulgação pelos Empregadores dos Benefícios de Aposentadoria e de Outros Benefícios Pós-aposentadoria, aditamento aos Pronunciamentos FASB No. 87, 88 e 106 ("SFAS 132”) e SFAS 158.



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(f) Posição custeada dos planos A posição custeada dos planos em 31 de dezembro de 2006 e 2005, com base em relatório de atuário independente e nos valores reconhecidos pela Companhia em seus balanços patrimoniais para os exercícios findos naquelas datas, é apresentada como segue: Em 31 de dezembro 2006 2005 Plano de

pensão Plano de

saúde Plano de

pensão Plano de

saúde

(2) (3) (2) (3) Variação das obrigações com benefícios: Obrigações com benefícios no início do exercício 14.422 4.974 11.509 4.025 Custo dos serviços 174 81 146 74 Juros 1.712 595 1.381 489 Perda (ganho) atuarial 244 (599) 363 (28) Benefícios pagos (713) (175) (570) (141) Aditamento ao plano - Benefícios Farmácia - 86 Outros 7 - (2) - Ganho na conversão 1.392 471 1.595 555

Obrigações com benefícios no fim do exercício (1) 17.238 5.433 14.422 4.974

Variação dos ativos do plano: Valor justo dos ativos do plano no início do exercício 9.413 - 7.104 - Retorno efetivo sobre os ativos do plano 2.447 - 1.609 - Contribuições por parte da Companhia 187 175 155 141 Contribuições por parte dos funcionários 135 - 112 - Benefícios pagos (713) (175) (570) (141) Outros (1) - (2) - Ganhos na conversão 927 - 1.005 -

Valor justo dos ativos do plano no fim do exercício 12.395 - 9.413 -

Reconciliação: Posição custeada (4.843) (5.433) (5.009) (4.974) Perda atuarial não reconhecida 4.117 1.970 Valor reconhecido, líquido (892) (3.004)

Composição de valores reconhecidos no balanço patrimonial: Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários (4.843) (5.433) (3.833) (3.004) Outros resultados abrangentes acumulados 3.110 1.495 2.941 -

Valor reconhecido, líquido (1.733) (3.938) (892) (3.004)



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(f) Posição custeada dos planos (Continuação) (1) Obrigação projetada de benefício, apurada em 31 de dezembro de 2006 e 2005. O plano da Transpetro não possui

participantes nesta data, sendo que o plano PEPSA é de contribuição definida para funcionários acima de um nível salarial específico. Logo, tais planos não têm efeito sobre a obrigação projetada de benefício. Logo, a obrigação projetada de benefício divulgada acima está agregada a todas as companhias do grupo Petrobras.

(2) Inclui PETROS (Companhias do Grupo Petrobras) e obrigações com benefícios de pensão da PEPSA e da PELSA. (3) Inclui AMS (Companhias do Grupo Petrobras) e obrigações com benefícios de plano de saúde da Liquigás.

O custo de benefícios periódico líquido inclui os seguintes componentes:

Em 31 de dezembro

2006 2005

Plano de Pensão

Plano de Saúde

Plano de Pensão

Plano de Saúde

Custo dos serviços-benefícios incorridos durante o exercício

174 81 146 74

Juros sobre obrigações estimadas com benefícios 1.712 595 1.381 489 Retorno estimado sobre os ativos do plano (1.157) - (887) - Ganho na conversão 30 11 56 22 Perda atuarial reconhecida 322 140 376 141

1.081 827 1.072 726 Contribuições por parte dos funcionários (133) - (112) -

Custo de benefícios periódico, líquido 948 827 960 726

As principais premissas adotadas no cálculo atuarial para 2006 e 2005 estão sumarizadas abaixo:

2006 2005 Plano de Plano de Plano de Plano de Pensão Saúde Pensão Saúde

Taxa de desconto Inflação: 4,5% + 6% Inflação: 4,5% + 6% Inflação: 5% + 6% Inflação: 5% + 6% Taxas de crescimento nos níveis salariais Inflação: 4,5% + 2,02% Inflação: 4,5% + 2,02% Inflação: 5% + 2,08% Inflação: 5% + 2,08% Taxa esperada de retorno de longo prazo sobre ativos Inflação: 4,5% + 6,19% Não aplicável Inflação: 5%+ 6,19% Não aplicável Tabela de mortalidade AT 2000* AT 2000* AT 2000 AT 2000

(*) Diferenciada por sexo (masculino e feminino).



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(f) Posição custeada dos planos (Continuação) A Petrobras acumulou as informações para todos os planos de benefício definidos. Os planos de benefícios nacionais da Petrobras, BR Distribuidora, Petroquisa e Refap contemplam premissas similares e a obrigação com o benefício referente a PEPSA, sendo internacional, não é significativo para o total das obrigações e portanto, também foi adicionado. Todos os planos de pensão do Grupo Petrobras acumularam obrigações de benefícios em excesso aos ativos do plano. A determinação das despesas e passivos, relacionados ao plano de pensão da Companhia, envolve o uso de julgamento na determinação das premissas atuariais. Esses fatores incluem estimativas sobre mortalidade futura, resgates, alterações de taxas de ressarcimento e de taxas de desconto para refletir o valor do dinheiro no tempo, assim como a taxa de retorno sobre os ativos do plano. Estas premissas são revisadas pelo menos anualmente e podem divergir significativamente dos resultados efetivos, devido a mudanças de mercado e condições econômicas, atos de regulamentação, legislação, maiores ou menores taxa de resgate, ou maior ou menor duração de vida dos participantes. Conforme estipulado no SFAS 87 e interpretações subseqüentes, a taxa de desconto deve ser calculada com base em valores atuais para a liquidação da obrigação com planos de pensão. A adoção dos conceitos do SFAS 87 em ambientes historicamente inflacionários como o Brasil pode gerar certos problemas, uma vez que a empresa pode perder sua capacidade de liquidar um compromisso previdenciário no futuro, considerando que podem não estar disponíveis instrumentos financeiros de longo prazo em níveis adequados como nos Estados Unidos.



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(f) Posição custeada dos planos (Continuação) Embora o mercado brasileiro venha apresentando sinais de estabilidade sob o modelo econômico atual, como refletido nas taxas de juros do mercado, a Companhia acredita não existirem ainda evidências significativas que indiquem a estabilidade das taxas de juros do mercado. Em 2004, a Petrobras aprovou a mudança para uma nova tábua de mortalidade das premissas atuariais dos planos de pensão e de saúde no Brasil, essa nova tábua de mortalidade reflete uma atualização das premissas atuariais e visa acompanhar a evolução do perfil da massa de empregados, aposentados e pensionistas, avaliados através das tábuas de longevidade, entrada em invalidez e mortalidade de inválidos.

(g) Contribuições e pagamento de benefícios No exercício de 2006, as contribuições efetuadas pela Companhia a seus planos de pensão totalizaram US$187. Em 2007, a Companhia espera que tais contribuições somem aproximadamente US$194. Os valores efetivos dependem dos rendimentos auferidos pelos investimentos realizados, de alterações nas obrigações com benefícios pós-aposentadoria e de outros aspectos econômicos. Pode ser necessária a obtenção de recursos adicionais caso os rendimentos auferidos sejam insuficientes para compensar os aumentos nas obrigações previdenciárias.



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(g) Contribuições e pagamento de benefícios (Continuação) Os seguintes pagamentos de benefícios, que incluem a estimativa de serviços futuros, devem ser pagos pelo fundo de pensão nos próximos 10 anos:

Plano de pensão Plano de saúde

2007 830 196 2008 902 224 2009 985 256 2010 1.082 292 2011 1.192 332 Cinco anos subseqüentes 7.949 2.371

17. Patrimônio Líquido

(a) Capital

Em 31 de dezembro de 2006, o capital subscrito e integralizado da Companhia está representado por 2.536.673.672 ações ordinárias e 1.850.364.698 ações preferenciais (2.536.673.672 ações ordinárias e 1.849.478.028 ações preferenciais em 2005), sendo atualizada considerando o desmembramento de ações descrito abaixo. As ações preferenciais não asseguram direito de voto e não são conversíveis em ações ordinárias e vice-versa. As ações preferenciais terão prioridade no caso de recebimento dos dividendos e retorno do capital. Em 13 de maio de 2005, a administração da Petrobras aprovou proposta de desmembramento de ações e a relativa emenda ao Artigo 4 do Estatuto Social da Companhia. Esses assuntos foram discutidos pelos acionistas na Assembléia Geral Extraordinária realizada em 15 de junho de 2005.



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(a) Capital (Continuação) Em 22 de julho de 2005, a Assembléia Geral Extraordinária deliberou sobre o desdobramento de cada ação em quatro, das ações representativas do capital social da Companhia, resultando na distribuição gratuita de 3 (três) ações novas da mesma espécie para cada uma, com base na posição acionária de 31 de agosto de 2005. Nessa mesma data, foi aprovada a alteração do Artigo 4 do Estatuto Social da Companhia, que entrou em vigor a partir de 1º de setembro de 2005, data em que capital passou a ser dividido em 4.386.151.700 ações, das quais 2.536.673.672 são ordinárias e 1.849.478.028 são preferenciais, sem valor nominal. Tal aditamento dos estatutos sociais da Companhia passou a vigorar em 1º de setembro de 2005. Foi alterada a relação entre os Recibos de Depósito Americanos (ADS) e as ações de cada classe, de uma para quatro ações por ADS. Todas as informações sobre ações e por ação nas demonstrações contábeis e notas em anexo foram ajustadas para incluir o resultado da bonificação em ações. A legislação brasileira em vigor dispõe que o Governo Federal deverá ser proprietário de 50% mais uma ação do capital votante da Companhia. Os acionistas na Assembléia Geral Extraordinária da Companhia realizada em 1º de junho de 2006, aprovaram a incorporação de ações na PETROQUISA pela Petrobras, consoante a re-ratificação do Protocolo de Fusão e Incorporação na transação de incorporação de ações realizada pelas duas companhias. O Conselho de Administração da Companhia aprovou a emissão de 886.670 ações preferenciais no que se refere à incorporação de ações na PETROQUISA pela Petrobras. Para implementar a transação, a taxa de troca para as ações a ser usada foi baseada no valor do patrimônio líquido das companhias na data base de 31 de dezembro de 2005, quando 4.496 ações preferenciais emitidas pela Petrobras foram atribuídas a cada lote de 1.000 ações ordinárias ou preferenciais emitidas pela PETROQUISA.



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17. Patrimônio Líquido (Continuação) (a) Capital (Continuação)

Nenhum acionista da Petrobras manifestou sua intenção de exercer o direito de retirada até o fim do prazo em 7 de julho de 2006. Cinco acionistas da PETROQUISA com uma participação total de 1.015.910 ações exerceram o direito de retirada até o fim do prazo estabelecido (5 de julho de 2006) e foram reembolsados no valor de R$153,47 (US$71) por lote de 1.000 ações, usando fundos providos pela PETROQUISA, em 10 de julho de 2006. A Petrobras então adquiriu as ações pelo mesmo preço, dessa maneira transferindo a propriedade. Em 15 de dezembro de 2006 o Conselho de Administração autorizou, nos termos do Artigo 29, inciso II do Estatuto Social da Companhia, a recompra de parte das ações preferenciais em circulação para futuro cancelamento, utilizando-se de recursos de reservas de lucros com as seguintes condições:

• Objetivo: reduzir o excedente de caixa e adequar a estrutura de capital,

contribuindo para redução do custo de capital da Petrobras.

• Quantidade: até 91.500.000 de ações preferenciais, correspondendo a 4,9% do total desta classe de ação em circulação, que é de 1.850.364.700 ações.

• Preço: a aquisição será realizada em Bolsa de Valores, aos valores de mercado

nas datas das aquisições, ao longo do prazo da recompra.

• Prazo: até 365 (trezentos e sessenta e cinco) dias contados a partir de 15 de dezembro de 2006.



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Atendendo a sua política de recompra de ações, o Conselho de Administração entendeu que a atual situação de caixa permite a implementação de um projeto com esta finalidade sem comprometer o programa de investimentos e de pagamento de dividendos, enquanto são preservadas as metas operacionais e financeiras estabelecidas no Planejamento Estratégico. Os acionistas da Petrobras aprovaram na Assembléia Geral Extraordinária realizada em conjunto com a Assembléia Geral Ordinária, em 2 de abril de 2007, o aumento do capital social da Companhia para US$24.623 (R$52.644), mediante a capitalização de parte de reservas de lucros constituídas em exercícios anteriores, no montante de US$1.577 (R$3.372) e de reserva estatutária no montante de US$471 (R$1.008), sem a emissão de novas ações, de acordo com artigo 169, parágrafo 1º, da Lei nº 6.404/76. A intenção da capitalização era compatibilizar o capital da Companhia com os investimentos de uma empresa de petróleo, levando em consideração o uso intensivo de capital e o ciclo operacional de longo prazo. Os acionistas da Petrobras aprovaram na Assembléia Geral Extraordinária realizada em conjunto com a Assembléia Geral Ordinária, em 3 de abril de 2006, o aumento do capital social da Companhia para US$22.397 (R$8.248), mediante a capitalização de parte de reservas de lucros constituídas em exercícios anteriores, no montante de US$6.969 (R$15.012), sem a emissão de novas ações, de acordo com artigo 169, parágrafo 1º, da Lei nº 6.404/76. Essa capitalização destina-se compatibilizar o capital da Companhia aos níveis de investimentos de uma indústria de petróleo, com uso intensivo de capital e ciclo operacional de longo prazo.



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Os acionistas da Petrobras aprovaram na Assembléia Geral Extraordinária, realizada em conjunto com a Assembléia Geral Ordinária em 29 de março de 2004, o aumento do capital social da Companhia para US$11.701, mediante a capitalização de reserva de lucros constituída em exercícios anteriores, no montante de US$4.439, sem a emissão de novas ações, de acordo com o artigo 169, parágrafo 1º, da Lei Nº 6.404/76, com o objetivo de compatibilizar o capital da Companhia aos níveis de investimentos de uma indústria de petróleo, com uso intensivo de capital e ciclo operacional de longo prazo. A Assembléia Geral Extraordinária, realizada em 29 de março de 2004, aprovou também o aumento do capital autorizado (1º parágrafo do artigo 4º do Estatuto da Companhia) de R$30.000 milhões para R$60.000 milhões, mediante a emissão de ações preferenciais até o limite quantitativo de 200.000.000 (duzentos milhões) de ações, para integralização em moeda, em bens e mediante capitalização de crédito.

b) Dividendos e juros sobre capital próprio De acordo com o estatuto social da Companhia, os detentores de ações ordinárias ou preferenciais têm direito a um dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido do exercício ajustado, de acordo com a legislação societária brasileira. Adicionalmente, as ações preferenciais têm prioridade no recebimento de dividendos anuais de no mínimo 3% do valor do lucro das ações ou 5% do capital integralizado relativo às ações preferenciais, reconhecido nos registros contábeis societários da Companhia. A partir de 1º de janeiro de 1996, os juros atribuíveis aos acionistas (veja a seguir) passaram a ser incluídos no cálculo dos dividendos obrigatórios. Os dividendos são pagos em reais. Ao longo do exercício de 2006, a Companhia pagou US$760 de dividendos (2005 – US$275, 2004 – US$366). A distribuição de dividendos referentes a exercícios a partir de 1º de janeiro de 1996 não está sujeita a imposto retido na fonte.



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17. Patrimônio Líquido (Continuação)

(b) Dividendos e juros sobre capital próprio (Continuação)

As empresas brasileiras podem atribuir juros sobre o capital próprio, que podem ser pagos em dinheiro ou utilizados para aumento de capital. O cálculo é feito com base no valor contábil do patrimônio líquido e a taxa de juros utilizada não pode ser superior à Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP divulgada pelo Banco Central do Brasil. O valor dos juros sobre o capital próprio não pode ultrapassar 50% do lucro líquido do exercício ou 50% do total de lucros acumulados somados à reserva de lucros, dos dois o que for maior. Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos a imposto de renda retido na fonte à alíquota de 15%, como estabelecido pela Lei Nº 9.249/95, exceto quando o acionista for isento ou imune. A Companhia efetuou o pagamento de juros sobre o capital próprio durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2006 no valor de US$2.453 (2005 - US$1.835; 2004 - US$1.443). A proposta relativa aos dividendos de 2006, que foi aprovada pelos acionistas da Petrobras na Assembléia Geral Ordinária realizada em 2 de abril de 2007, no valor de US$3.693, correspondente a US$0,84 por ação ordinária e preferencial e US$3,36 por ADS, acha-se em conformidade com os estatutos sociais no que tange aos direitos garantidos às ações preferenciais (artigo 5) e que distribui os dividendos, aos acionistas ordinários e preferenciais, apurados com base no lucro líquido ajustado. Tais dividendos abrangem os juros sobre capital próprio aprovados pelo Conselho de Administração em 20 de outubro de 2006, no valor de US$2.052, disponibilizados aos acionistas em 4 de janeiro de 2007, com base na posição acionária de 31 de outubro de 2006. A segunda parcela de juros sobre o capital próprio, aprovada pelo Conselho de Administração em 15 de dezembro de 2006, foi disponibilizada aos acionistas em 30 de março de 2007, com base na posição acionária de 28 de dezembro de 2006, no valor de US$923. A parcela final de dividendos no montante de US$718, aprovada pelo Conselho de Administração em 12 de fevereiro de 2007, estará disponível com base na posição acionária de 2 de abril de 2007, quando ocorreu a Assembléia Geral Ordinária que tratou do assunto.



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(b) Dividendos e juros sobre capital próprio (Continuação)

Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos ao imposto retido na fonte à alíquota de 15%, com exceção dos acionistas não tributados ou isentos, nos termos da Lei No. 9.249/95. Os dividendos e a parcela final dos juros sobre o capital próprio serão pagos até 1° de junho de 2007 conforme definido pela Assembléia Geral Ordinária. Tais quantias sofrerão atualização monetária a partir de 31 de dezembro de 2006 de acordo com a variação da taxa SELIC. Os juros sobre o capital próprio foram incluídos nos dividendos propostos para o exercício, conforme o disposto nos estatutos sociais da Companhia, e resultou em créditos de imposto de renda e contribuição social de US$1.012 (US$791 em 2005, e US$650 em 2004). Os dividendos relativos ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005, aprovados pela Assembléia Geral Extraordinária realizada em 3 de abril de 2006, no valor de US$2.998 (incluídas as parcelas de juros sobre o capital próprio no valor de US$933 pagos aos acionistas em 5 de janeiro de 2006, e no valor de US$939 pagos aos acionistas em 22 de março de 2006) foram disponibilizados aos acionistas em 23 de março de 2006. Os dividendos relativos ao exercício fiscal de 31 de dezembro de 2004, aprovados pela Assembléia Geral de Acionistas realizada em 31 de março de 2005, no valor de US$1.900 (incluindo a parcela de juros sobre o capital próprio, no valor de US$1.239, paga aos acionistas em 15 de fevereiro de 2005), tendo sido disponibilizados aos acionistas em 17 de maio de 2005. A legislação brasileira permite o pagamento de dividendos apenas sobre os lucros acumulados. Em 31 de dezembro de 2006, a Companhia apropriou todo o lucro acumulado. Adicionalmente, em 31 de dezembro de 2006, a parcela de lucros acumulados não distribuída, no montante de US$20.074, pode ser distribuída na forma de dividendos, se aprovado pelos acionistas. Entretanto, a Companhia tem intenção de utilizar tal reserva para financiar seu programa anual de investimento.



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(c) Lucro líquido básico e diluído por ação

O lucro líquido básico e diluído por ação foi determinado como segue:

Exercícios findos em 31 de dezembro 2006 2005 2004

Lucro antes dos itens extraordinários 12.826 10.186 6.190 Ganhos extraordinários, líquidos de impostos - 158 - Lucro líquido do exercício 12.826 10.344 6.190 Menos dividendos atribuíveis a ações preferenciais (577) (426) (297) Menos dividendos atribuíveis a ações ordinárias, até o limite dos dividendos atribuíveis a ações preferenciais, por ação (791) (584) (407) Saldo do lucro líquido a ser alocado igualmente às ações ordinárias e preferenciais 11.458 9.334 5.486

Média ponderada do número de ações em circulação: Ordinárias/ADS 2,536,673,672 2.536.673.672 2.536.673.672 Preferenciais/ADS 1,849,903,144 1.849.478.028 1.849.478.028

Lucro básico e diluído por ação: Ordinária e preferencial (*) (**) 2,92 2,32 1,41 Lucro básico e diluído por ADS (*) (**) 11,68 9,28 5,64 (*) Informação por ação é apresentada depois do item extraordinário. (**) Considera o efeito do desdobramento das ações em 4, ocorrido em 1° de setembro de 2005.

(d) Reservas de capital

• AFRMM

Refere-se à incidência do Adicional de Frete da Marinha Mercante (AFRMM) de acordo com as normas aplicáveis. Esses recursos são utilizados para aquisição, reforma ou reparo de embarcações da frota da Companhia.

• Reserva de incentivos fiscais Reserva constituída com aplicações em incentivos fiscais no Fundo de Investimento do Nordeste (FINOR), originadas de destinações de parte do imposto de renda da Companhia.



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17. Patrimônio Líquido (Continuação) (e) Lucros acumulados apropriados

A legislação brasileira e o Estatuto Social da Companhia requerem a destinação anual de lucros acumulados para a reserva de retenção de lucros. Os objetivos e as bases dessas apropriações são os seguintes: • Reserva legal

A constituição dessa reserva é obrigatória para empresas brasileiras através da apropriação de 5% do lucro líquido contábil do exercício até que o seu saldo atinja o limite de 20% do valor do capital. Essa reserva pode ser utilizada para aumento de capital ou para absorver prejuízos, mas não pode ser utilizada no pagamento de dividendos em dinheiro.

• Reserva de retenção de lucros

Esta reserva foi constituída de acordo com o artigo 196 da Lei No. 6.404/76, para financiar o programa anual de investimentos da Companhia. A apropriação de lucros do exercício findo em 31 de dezembro de 2004 incluiu a retenção de lucros no valor de US$4.396, dos quais US$4.392 correspondia ao lucro líquido do exercício e US$4 do saldo restante dos lucros retidos, aprovada pela Assembléia Geral Ordinária realizada em 31 de março de 2005. A proposta pretendia atender parcialmente o programa anual de investimentos estabelecido no orçamento de capital para 2005.



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(e) Lucros acumulados apropriados (Continuação) • Reserva de retenção de lucros (Continuação)

A destinação do lucro líquido do exercício findo em 31 de dezembro de 2005 incluiu a retenção de lucros de US$6.453, com a quantia de US$6.449 oriunda do lucro líquido do exercício e mais US$4 do saldo de lucros retidos. Tal proposta destinava-se a cobrir em parte o programa anual de investimentos definido no orçamento de capital para 2006, ad referendum da Assembléia Geral Extraordinária de 3 de abril de 2006. A destinação do resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2006 inclui uma retenção de lucros, no montante de US$8.004 sendo a parcela de US$7.775 proveniente do lucro líquido do exercício e US$229 do saldo remanescente de lucros acumulados, que se destina a atender parcialmente o programa anual de investimentos estabelecido no orçamento de capital do exercício de 2007, deliberado na Assembléia Geral de Acionistas realizada em 02 de abril de 2007.

• Reserva estatutária

Constituída sobre um montante equivalente a, no mínimo, 0,5% do capital social subscrito e integralizado no fim do exercício e destinando-se ao custeio dos programas de pesquisa e de desenvolvimento tecnológico. O saldo desta reserva não pode exceder 5% do capital social, de acordo com o Artigo 55 do Estatuto Social da Companhia.



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18. Aquisições no Brasil e no Exterior (a) Aquisição da Pasadena Refinery

Através de sua subsidiária integral Petrobras America Inc., em 1º de setembro de 2006 a Companhia concluiu a aquisição de 50% das ações da Pasadena Refinery System, Inc., empresa de refino de petróleo e de comércio exterior com base nos Estados Unidos e controlada pelo grupo belga Compagnie Nationale a Portefeuille SA - CNP. O preço de compra foi de cerca de US$416 e teve como base o modelo de avaliação econômica das receitas futuras estimadas da refinaria. Devido à imaterialidade, a Companhia não apresenta informação pro forma. A aquisição se deu basicamente por permitir à Petrobras expandir suas atividades internacionais de acordo com o Plano estratégico. A capacidade atual da Pasadena Refinery é de cerca de 100.000 barris diários. A Companhia e a Astra já estão realizando estudos para expandir sua capacidade e instalar unidades para o processamento de óleos pesados, inclusive da produção do campo de Marlim da Petrobras, e comercializar produtos de alta qualidade. Com a entrada da Petrobras no negócio, a refinaria será modificada para processar cerca de mais 70.000 barris diários de óleo pesados e outros lotes, inclusive a produção do campo de Marlim. O processo de modernização operacional da refinaria deverá estar concluído em quatro anos, sendo que todos os sub-produtos estarão de acordo com os mais elevados padrões de qualidade adotados nos Estados Unidos.



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18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação) (b) Compra de participação acionária na Liquigás Distribuidora S.A.

Em 9 de agosto de 2004, a Petrobras, através da sua controlada Petrobras Distribuidora S.A. - BR, adquiriu da ENI BV o controle de 100% do capital social da atual Liquigás Distribuidora S.A. (ex-Sophia do Brasil S.A. e Agip do Brasil S.A.), assumindo a gestão da empresa a partir desta data.

O valor de compra da Liquigás Distribuidora S.A. foi determinado com base em um modelo de avaliação econômica que levou em conta a expectativa de ganhos futuros da Liquigás Distribuidora S.A., considerando ainda fatores relevantes tais como os possíveis efeitos da situação econômica do Brasil. A aquisição da Liquigas Distribuidora S.A. totalizou US$511. A Companhia pagou US$225 em espécie e saldou uma dívida da Agip do Brasil para com a ENI BV no montante de US$225. O valor restante de US$61, referente a ajustes posteriores no preço de aquisição, foi pago em dezembro de 2004.

A aquisição da Liquigás Distribuidora S.A. foi registrada pelo método de compra e suas demonstrações contábeis foram incluídas nas demonstrações contábeis consolidadas da Petrobras a partir de agosto de 2004. O cálculo do preço de compra foi baseado no valor justo de mercado.

A Liquigás Distribuidora S.A. é uma companhia que atua na distribuição da GLP, combustíveis e lubrificantes. No segmento de GLP, a Liquigás possui 21,5% do mercado do país. A atividade de combustíveis representa cerca de 3,8% do mercado total do país, com uma rede de mais de 1.500 postos de serviço e 3% do mercado brasileiro de distribuição de lubrificantes.



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18. Aquisições no Brasil e no exterior (Continuação) (b) Compra de participação acionária na Liquigás Distribuidora S.A. (ex- Sophia

do Brasil S.A. e AGIP do Brasil S.A.) (Continuação) A aquisição da Liquigás Distribuidora S.A. contribui para o alcance dos objetivos estabelecidos no Plano Estratégico da Petrobras para sua controlada BR no que diz respeito ao aumento de sua participação de no mercado de distribuição de GLP e ainda à consolidação de sua presença no mercado de distribuição de combustíveis automotivos em determinadas regiões do país. As seguintes informações financeiras não auditadas e apresentadas pro forma refletem a demonstração consolidada do resultado como se a aquisição da Liquigás Distribuidora S.A. houvesse ocorrido no início dos anos apresentados. 2004

Reportado Pro forma

(não auditado) Receita operacional líquida 38.428 39.529 Custo de venda (21.279) (22.222) Resultado do período 6.190 6.182 Lucro básico diluído por ações comuns e preferenciais (*) 1,41 1,41 Lucro básico diluído por ADS (*) 5,64 5,64 (*) Considera o efeito do desdobramento das ações em quatro, ocorrido em 1º de setembro de

2005.

(c) Aquisição de ações da Triunfo pela Petroquisa A Petrobras Química S.A – PETROQUISA, controlada da Companhia, exerceu seu direito de preferência de aquisição das ações detidas pela PRIMERA Indústria e Comércio Ltda. no capital da Petroquímica Triunfo S.A. (Triunfo) em resposta à notificação de oferta de venda.



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18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação) (c) Aquisição de ações da Triunfo pela Petroquisa (Continuação)

Em 14 de maio de 2004, a PETROQUISA, detinha 45,22% do capital votante e 59,92% do capital social da Petroquímica Triunfo, após o exercício do direito de preferência, passou a deter 70,45% do capital votante e 85,04% do capital social dessa empresa, que passou a ser consolidada no Sistema Petrobras, a partir desta data. Os resultados da Triunfo foram incluídos nas demonstrações contábeis consolidadas da Petrobras a partir de maio de 2004. Devido à imaterialidade, a Companhia não apresentou informação um pro forma sobre essa consolidação de negócios. Tal aquisição foi realizada principalmente com o objetivo de expandir as atividades petroquímicas da Petrobras consoante seu Plano Estratégico, aprovado em 14 de maio de 2004. A Companhia pagou US$32 (R$101 milhões) em espécie por essa aquisição e o preço de compra foi determinado com base em um modelo de avaliação econômica que considerou a expectativa de ganhos futuros da Petroquímica Triunfo S.A. A Petroquímica Triunfo produz polietileno de baixa densidade, com capacidade instalada de 160.000 toneladas anuais. Suas atividades são exclusivamente realizadas no Brasil.

(d) Aquisição da Usina Termoelétrica FAFEN Energia S.A. Em 27 de dezembro de 2004, a Petrobras, aprovou a aquisição dos 80% remanescentes de participação nessa termelétrica, trazendo sua participação acionária para 100%. A Petrobras pagará a EDP Brasil S.A.US$36 nessa transação, sendo 50% 30 dias após a data de fechamento da operação, 25% um ano após a mesma data de referência, e os demais 25% dois anos após a mesma data referencial. Essa usina termelétrica tem capacidade nominal de 133 MW de geração de energia elétrica, e 42 t/h de geração de vapor e fica localizada no Estado da Bahia.



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18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação) (d) Aquisição da Usina Termoelétrica FAFEN Energia S.A. (Continuação)

A aquisição da FAFEN se deu pelo método de custo, sendo seus ativos e passivos incluídos nas demonstrações contábeis consolidadas da Petrobras em 31 de dezembro de 2004. O resultado das operações foi incluído nas demonstrações contábeis consolidadas de Petrobras a partir de janeiro de 2005.

O preço de compra da FAFEN foi alocado baseado no valor justo de mercado dos recursos adquiridos e das responsabilidades supostas na data da aquisição como determinado por avaliadores independentes. Devido à imaterialidade dos efeitos dessa aquisição, a Companhia não apresentou as respectivas informações pro forma.

(e) Aquisição da Baixada Santista Energia Ltda. - BSE

Em 9 de março de 2005, a Petrobras aprovou as condições pactuadas com a Marubeni Corporation para a aquisição de quotas detidas por esta empresa na Baixada Santista Energia Ltda. – BSE, uma sociedade de propósito específico incorporada no âmbito do Projeto UTE Cubatão. Essa operação envolve aproximadamente US$90, e a retomada do projeto irá atender as necessidades atuais de renovação do sistema de geração de energia e vapor para a Refinaria de Cubatão (RPBC). Quando concluída, essa usina terá a capacidade de geração de 200 MW de energia e 400 t/h de vapor. A Usina Termelétrica de Cubatão, deverá entrar em operação em outubro de 2007, e fornecerá 47 MW e 415 t/h de vapor para a Refinaria Presidente Bernardes de Cubatão (RPBC), pertencente à Petrobras. O excedente de energia elétrica será disponibilizado ao mercado. Devido à imaterialidade dos efeitos dessa aquisição, a Companhia não apresentou as respectivas informações pro forma.



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18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação) (f) Aquisição de novos negócios na Colômbia, Paraguai e Uruguai

Em dezembro de 2005, a Petrobras celebrou três Contratos de Aquisição de Ações relativos ao negócios com combustíveis (mercados de varejo e atacado) na Colômbia e de todas as operações da Shell no Paraguai e no Uruguai.

Em março de 2006 a Petrobras, por meio de sua controlada Petrobras International Braspetro B.V., adquiriu os negócios de comercialização e distribuição da Shell no Paraguai, relativos às operações de combustíveis (varejo e mercado comercial), compreendendo estações de serviços com lojas de conveniência, em todo o território paraguaio; ativos na comercialização de GLP; instalações para comercialização de produtos para a aviação nos aeroportos de Assunção e Cidade Del Este. Em 28 de abril de 2006 a Petrobras concluiu a compra dos ativos da Shell na Colômbia, relativos à distribuição e comercialização de combustíveis, compreendendo 39 estações de serviços e lojas de conveniência, em Bogotá e arredores, base de armazenamento e planta de mistura de lubrificantes em Puente Aranda, e um terminal em Santa Marta. Em junho de 2006 a Petrobras por meio de sua controlada Petrobras International Braspetro B.V. - PIB BV, adquiriu os ativos da Shell no Uruguai, compreendendo operações de distribuição e comercialização de combustíveis, em todo o território uruguaio.

A Empresa pagou US$116 por estas aquisições, parte de um pacote com os ativos da Shell na Colômbia, no Paraguai e no Uruguai. Em virtude da imaterialidade, a Companhia não apresentou os dados pro forma relativos a esta combinação de negócios.



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18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação)

(g) Aquisição de participação de 49% na TERMOBAHIA A sociedade de Propósito Específico (SPE) BLADE Securities Ltd. (“BLADE”) foi criada pelo Deutsche Bank (DB) com o objetivo de auxiliar a Petrobras nas transações relacionadas a aquisição de 49% da participação que a ABB-EV possui na TERMOBAHIA (ver a Nota 14). Em 28 de dezembro de 2005, a Petrobras, exercendo seu direito de preferência, concluiu a aquisição de 49% da participação da ABB-EV na TERMOBAHIA, composta de ações e créditos, no valor de US$45, utilizando estruturação financeira acordada com o BID. Tal estruturação financeira contempla a realização de duas operações simultâneas: a compra dos direitos da ABB-EV, e, ao mesmo tempo, a venda desses direitos para uma instituição privada até que um sócio estratégico seja apresentado pela Petrobras, limitado ao prazo de um ano. O investimento anteriormente mantido pela Companhia na TERMOBAHIA estava sendo contabilizado de acordo com a Interpretação FIN 46 (R).

A Petrobras concluiu em 10 de agosto de 2006 a operação de aquisição da participação acionária e dos créditos relativos ao Empréstimo Subordinado da EIC Eletricity S.A. na TERMOBAHIA, pelo valor de US$2, aumentando sua participação para 31%.

Ao final desta operação, as participações acionárias na TERMOBAHIA ficaram com a seguinte posição: Petrobras 31%, PETROS 20% e BLADE 49%. Em virtude da imaterialidade a Companhia não apresentou os dados pro forma relativos a esta combinação de negócios (ver nota 14 assunto relacionado à Blade).



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18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação) (h) Acordo de venda e associação com Teikoku Oil Co. Ltd. em operações no

Equador Em 11 de janeiro de 2007, foi aprovado pelo Ministério de Minas do Equador o acordo, firmado entre a PESA e a Teikoku, de venda de 40% dos direitos e obrigações dos contratos de participação nos Blocos 18 e 31 no Equador. A Companhia não espera impactos significativos nas Demonstrações Contábeis decorrentes desse acordo.

(i) Eletrobolt O Conselho de Administração da Petrobras, em 13 de agosto de 2004, aprovou as condições financeiras para a aquisição de 100% da usina termoelétrica Eletrobolt da Sociedade Fluminense de Energia, ao preço de US$65. A participação variável da Companhia na Eletrobolt estava contabilizada de acordo com a FIN 46 (R), e a aquisição das ações em 2004 foi lançada como combinação comercial, porém sem reflexo significante na contabilidade consolidada da Petrobras. Em virtude da pouca relevância, os dados pro forma não foram apresentados.

(j) Termorio Para facilitar o processo de reestruturação financeira da Termorio, em fevereiro de 2005 a Petrobras adquiriu da NRG os 50% restantes de participação no capital votante da Termorio, por US$83 e elevando sua participação para 100% do capital votante. A participação variável da Companhia na Termorio estava contabilizada de acordo com a FIN 46 (R), e a aquisição das ações em 2005 foi lançada como combinação comercial, porém sem reflexo significante na contabilidade consolidada da Petrobras. Em virtude da pouca relevância, os dados pro forma não foram apresentados.



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18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação) (k) Termoceará

Em 24 de junho de 2005, a Petrobras adquiriu a Termoceará Ltda., usina com capacidade de geração líquida de 220 MW/h. O preço da aquisição foi de US$137, dos quais US$81 relativos à aquisição do ativo permanente da usina termoelétrica e US$56 destinados a quitar dívidas com os financiadores do projeto (BNDES e Eximbank). Os valores excedentes do valor de mercado dos ativos adquiridos se deve aos ativos intangíveis e ao fundo de comércio. A participação variável da Companhia na Termoceará estava contabilizada de acordo com a FIN 46 (R), e a aquisição das ações em 2005 foi lançada como combinação comercial, porém sem reflexo significante na contabilidade consolidada da Petrobras. Em virtude da pouca relevância, os dados pro forma não foram apresentados.

(l) TermoMacaé Ltda. e TermoMacaé Comercializadora de Energia Ltda.

(ex-Macaé Merchant)

Em fevereiro de 2005, os procedimentos de arbitragem tiveram início com relação à disputa entre a Petrobras e a El Paso oriunda do desequilíbrio econômico e financeiro considerado existente relativo à construção e operação da Usina Termoelétrica Comercial de Macaé. A Petrobras alega que tal contrato é inválido e exige renegociação como um resultado das mudanças econômicas. Com relação às disputas, a Petrobras fez um depósito bancário em juízo relacionado para contingências não pagas, na medida em que espera a decisão final dos procedimentos de arbitragem.



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(l) TermoMacaé Ltda. and TermoMacaé Comercializadora de Energia Ltda. (ex-Macaé Merchant) (Continuação) A Petrobras e a El Paso acordaram, em março de 2006, a solução das pendências envolvendo o Consórcio Macaé Merchant. Com esse acordo, o contrato de participação foi encerrado e a El Paso finalizou a venda da usina à Petrobras, em abril de 2006, por US$357, as empresas TermoMacaé Ltda (ex-El Paso Rio Claro Ltda.) e TermoMacaé Comercializadora de Energia Ltda (ex-El Paso Rio Grande Ltda), finalizando o Contrato de Consórcio Macaé Merchant, resolvendo, assim, as questões em disputa. Como parte do processo de aquisição, a El Paso concedeu garantias à Petrobras por conta de determinados passivos, limitadas ao montante de US$120, incluindo aproximadamente US$78, referentes a um auto de infração de tributos federais, contra o qual a El Paso acredita ter grandes chances de êxito, tendo apresentado defesa às autoridades fiscais brasileiras. Assim, no tocante à aquisição dos ativos, serão rateados na forma mutuamente pactuada entre Petrobras e El Paso eventuais êxitos envolvendo determinados benefícios fiscais, recebíveis fiscais e potenciais recuperações sobre receitas financeiras. Em 5 de julho de 2006, a Petrobras foi restituída dos valores depositados decorrentes de decisão preliminar do Tribunal Arbitral, no montante de US$259, já acrescidos dos rendimentos financeiros, tendo em vista a extinção do Processo de Arbitragem. A participação variável da Companhia na Termoceará estava contabilizada de acordo com a FIN 46 (R), e a aquisição das ações em 2006 foi lançada como combinação comercial, porém sem reflexo significante na contabilidade consolidada da Petrobras. Em virtude da pouca relevância, os dados pro forma não foram apresentados.



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(m) Aquisições de ações na Gaseba Uruguai S.A.

Em novembro de 2005 o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a aquisição de 51% do capital da of Gaseba Uruguay - Grupo Gaz de France S.A. (Gaseba), concessionária de distribuição de gás em Montevidéu, Uruguai, da GDF International. Em junho de 2006, a Petrobras, adquiriu 66% das ações da Gaseba. A compra das ações foi realizada em duas etapas: em 2 de junho de 2006, foram adquiridas 51% das ações de propriedade do Grupo Gaz de France e em 29 de junho de 2006, 15% das ações de propriedade da Acodike Supergas S.A. O preço de aquisição foi de US$14 e, em função de sua imaterialidade, não foram apresentadas informações pro forma.

19. Compromissos e Contingências

A Petrobras está sujeita a determinados compromissos e contingências resultantes do curso normal de suas operações. Além disso, as operações e os resultados da Companhia têm sido, e podem ser no futuro, afetados de diferentes formas por alterações na legislação brasileira, influências do Governo Federal como acionista majoritário da Companhia, pela situação da economia brasileira, pela venda forçada de ativos, aumento de impostos, processos fiscais retroativos e pela legislação ambiental. Não é possível estimar a probabilidade de ocorrência dessas contingências e o seu efeito sobre a Companhia. A Companhia mantém atualmente diversos contratos de compra de petróleo, óleo diesel e outros derivados de petróleo que exigem que a Companhia adquira um mínimo de aproximadamente 129.925 barris/dia a preços de mercado.



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19. Compromissos e Contingências (Continuação) A Petrobras concedeu à ANP, como garantia para o programa exploratório mínimo previsto nos contratos de concessão das áreas de exploração, o total de US$2.425 (US$2.244 em 2005). Desse montante, US$1.137 (US$1.875 em 2005) correspondem ao penhor do petróleo extraído de campos previamente identificados e já em fase de produção, para áreas em que a Companhia já havia efetuado descobertas comerciais ou promovido investimentos. Para as áreas cuja concessão foi obtida através de licitação da ANP, a Petrobras concedeu garantias bancárias no total de US$372, até 31 de dezembro de 2006 (US$369 em 2005). Em 1993, a Companhia assinou um contrato de longo prazo (“O Contrato de Fornecimento de Gás” ou “GSA”) com a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, empresa estatal boliviana de petróleo, para a compra de gás natural. Nos termos desse contrato, com vencimento em 2019, a Companhia deve adquirir 80% de todo gás natural que for transportado através do gasoduto Bolívia/Brasil durante o período de 20 anos pelo preço acordado de US$1,07 por MMBTU até US$1,17 MMBTU. O gasoduto atingiu a capacidade média diária de 24,4 milhões de m3 em 2006. A Companhia mantém contratos para fornecimento exclusivo com alguns postos de gasolina. Esses contratos normalmente têm duração de sete anos e prevêem a venda de produtos pela Companhia a preços de mercado.



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19. Compromissos e Contingências (Continuação) (a) Processos judiciais

A Companhia está envolvida em diversos processos judiciais envolvendo questões civis, tributárias e trabalhistas, resultantes das suas operações. Com base no parecer de sua assessoria jurídica interna o no melhor juízo da administração, a Companhia constituiu provisões para processos judiciais a valores considerados pelos seus assessores jurídicos e sua administração como sendo suficientes para cobrir perdas prováveis e razoavelmente estimáveis. Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, as respectivas provisões por tipo de processo são apresentados como segue:

Em 31 de dezembro 2006 2005 Reclamações trabalhistas 38 7 Processos fiscais 47 87 Processos cíveis 97 79 Processos comerciais e outras contingências 51 62 233 235 Contingências sobre responsabilidade solidária - 75 Total 233 310 Contingências no curto prazo (25) (72) Contingências no longo prazo 208 238

Em 31 de dezembro de 2006 e de 2005, de acordo com a legislação brasileira, a Companhia efetuou depósitos judiciais nos valores de US$816 e US$775, respectivamente, como garantia para essas e outras demandas até que sejam liquidadas. Estes valores estão refletidos no balanço patrimonial como depósitos vinculados para processos judiciais e garantias.



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19. Compromissos e Contingências (Continuação)

(a) Processos judiciais (Continuação)

A Companhia participa de um conjunto de contratos relativos à aquisição e obra de conversão da Plataforma P-36, cuja perda total, por sinistro, ocorreu em 2001. Nos termos dos citados contratos, a Companhia é obrigada a depositar a indenização do seguro da plataforma em favor de um Agente de Garantias para distribuição, de acordo com certas cláusulas específicas estabelecidas contratualmente. Tanto a Companhia quanto terceiros afirmam que têm direito à indenização do seguro segundo provisões contratuais. Esta questão é objeto de litígio internacional em tribunal britânico. Até que a questão seja julgada, a Companhia comprometeu-se a depositar o valor de US$175 para facilitar a emissão de garantias pelo Agente para pagamento aos credores. Em 31 de dezembro de 2006, esse valor estava incluído na rubrica “Depósitos vinculados para processos judiciais e garantias” no balanço patrimonial.

Autor: Kallium Mineração S.A.

Em 28 de maio de 1981, a Kallium Mineração S.A. ajuizou uma ação contra a Petromisa, uma extinta controlada da Petrobras, no Tribunal Federal do Estado do Rio de Janeiro reclamando cerca de US$450 referentes a perdas e danos e lucros cessantes, alegados devido à rescisão de um contrato para o desenvolvimento de uma mina de sal de potássio. Em 10 de agosto de 1999, foi proferida sentença que julgou improcedente a maioria dos pedidos da Autora (perdas e danos e lucros cessantes), condenando apenas a Companhia ao ressarcimento “de todas as despesas efetuadas em função da pesquisa realizada”, de acordo com os valores a serem apurados em liquidação de sentença. Nenhuma indenização por lucros cessantes foi estabelecida na sentença. Em setembro de 1999, ambas as partes entraram com recursos no Tribunal Regional Federal do Estado do Rio de Janeiro. Julgado procedente em 1ª instância, as duas partes interpuseram recursos que foram improvidos. A Petrobras aguarda julgamento ao Recurso Extraordinário interposto junto ao STF e Recurso Especial em 18 de dezembro de 2003. Há também Recurso Especial da Kallium aguardando julgamento. Com base na opinião dos seus assessores jurídicos, a Administração da Companhia não espera obter decisão desfavorável nesse processo e considera possível o risco de perda neste caso.



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(a) Processos judiciais (Continuação) Autor: Porto Seguro Imóveis LTDA. Em 23 de novembro de 1992, a PORTO SEGURO IMÓVEIS LTDA., acionista minoritária da PETROQUISA, ajuizou ação contra a Petrobras, perante a Justiça Estadual do Rio de Janeiro, relativa à alegação de prejuízos decorrentes da venda da participação acionária minoritária da PETROQUISA em diversas empresas petroquímicas incluídas no Programa Nacional de Desestatização, instituído pela Lei Nº 8.031/90. Na aludida ação, pretende a Autora que a Petrobras, na qualidade de acionista majoritária da PETROQUISA, seja obrigada a recompor o “prejuízo” causado ao patrimônio da mesma PETROQUISA, por força dos atos que aprovaram o preço mínimo de venda de sua participação acionária no capital das empresas desestatizadas. Foi proferida sentença em 14 de janeiro de 1997 que considerou a Petrobras responsável, perante a PETROQUISA, por perdas e danos no valor equivalente a US$3.406.



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(a) Processos judiciais (Continuação) Além desse valor, a Petrobras foi condenada a pagar, em favor da Autora, 5% do valor da indenização a título de prêmio (ver artigo 246, § 2º da Lei Nº 6.404/76), além de honorários advocatícios da ordem de 20% sobre aquele mesmo montante. No entanto, como o valor da condenação será devido à PETROQUISA, e a Petrobras detém 99,0% do seu capital social, o efetivo desembolso, caso a decisão não seja revertida, restringir-se-á a 25% do valor total da condenação. A Petrobras interpôs recurso ao Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro, cujo julgamento restou concluído no dia 11 de fevereiro de 2003, pela 3ª Câmara Cível, que, por maioria, acolheu a apelação da Petrobras para reformar a sentença, julgando improcedente o pedido indenizatório formulado, vencido o revisor, que deu parcial provimento ao apelo da Companhia para reduzir o valor da indenização a US$1.538. Contra esse julgamento, a Porto Seguro interpôs novo recurso (embargos infringentes) ao Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro, que, por sua 4ª Câmara Cível, por unanimidade, em julgamento havido no dia 30 de março de 2004, deu-lhes provimento para, fazendo prevalecer o voto vencido, condenar a Petrobras a indenizar a PETROQUISA e a Porto Seguro nos valores de US$2.359 e US$590, respectivamente (a pena representa 5% de prêmio e 20% de honorários advocatícios). A Petrobras interpôs recurso especial e extraordinário ao Superior Tribunal de Justiça (STJ) e ao Supremo Tribunal Federal (STF), que foram indeferidos. Diante desta decisão foi oferecido Agravo de Instrumento ao STJ e ao STF que foi convertido em recurso especial pelo STJ.



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(a) Processos judiciais (Continuação) Em 6 de maio de 2005, o STJ deu provimento ao agravo de instrumento para determinar o desbloqueio do recurso especial. Contra essa decisão, a Porto Seguro interpôs Agravo regimental que, em julgamento havido no dia 15 de dezembro de 2005, por maioria, foi provido, restaurando o bloqueio ao julgamento de recurso especial da Petrobras. Contra essa última decisão a Petrobras interpôs Agravo que, julgado no dia 4 de abril de 2006, por unanimidade, anulou a decisão que restaura o bloqueio ao Recurso Especial da Petrobras, por impedimento de um dos ministros, determinando que outra decisão fosse proferida. Agravo Regimental da PORTO SEGURO improvido em julgamento havido no dia 05 de setembro de 2006. Aguarda-se, agora, em cumprimento à decisão publicada no dia 5 de junho de 2006, a designação de pauta para o re-julgamento da questão relativa ao bloqueio do Recurso Especial da Petrobras. Caso a situação não seja revertida, a indenização estimada à PETROQUISA, incluindo atualização monetária e juros, seria de US$4.612. Como a Petrobras detém 100% do capital social da PETROQUISA, parte da indenização à PETROQUISA, estimada em US$3.044, não representará um desembolso efetivo do Sistema Petrobras. Adicionalmente, a Petrobras teria que indenizar a PORTO SEGURO, autora da ação, US$201 a título de prêmio e a Lobo & Ibeas Advogados US$922 a título de honorários advocatícios. Contudo, com base na opinião dos advogados, a Companhia não espera obter decisão final desfavorável nesse processo e considera o risco de perda dessa causa como possível.



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(a) Processos judiciais (Continuação) Autor : Federação de Pescadores do Estado do Rio de Janeiro (FEPERJ) A Federação de Pescadores do Estado do Rio de Janeiro (FEPERJ), em nome dos seus representados, ajuizou Ação Ordinária em face da Companhia, perante a Justiça Estadual do Rio de Janeiro, objetivando a reparação de danos diversos, no valor de US$224, em razão do vazamento de óleo na Baía de Guanabara, ocorrido no dia 18 de janeiro de 2000. À época, a Petrobras indenizou extrajudicialmente a todos que comprovaram ser pescadores no momento do acidente. Segundo registros do cadastro nacional de pescadores, apenas 3.339 poderiam pleitear indenização. Em 7 de fevereiro de 2002 foi proferida sentença, que julgou procedente em parte o pedido, indeferindo os danos morais, e condenando a Companhia a pagar indenização por danos materiais e lucros cessantes a serem apurados em liquidação de sentença. A legislação é expressa no sentido de que não é razoável considerar a indenização com base no valor da ação, uma vez que a mesma não tinham base econômica. Em 2 de fevereiro de 2007 foi publicada decisão acolhendo, parcialmente, o laudo parcial que, a pretexto de quantificar a decisão condenatória, fixou os parâmetros para os respectivos cálculos, que por tais critérios, alcançaria, hoje, a importância de US$516. A Petrobras recorrerá dessa decisão ao Tribunal de Justiça/RJ, visto que os parâmetros fixados na decisão são contrários àqueles já definidos pelo próprio TJ/RJ. Com base nos cálculos elaborados pelos assistentes periciais da Companhia, estamos mantendo o valor de US$12 por representar o montante que entendemos será fixado, ao final do processo, pelas instâncias superiores. Baseada na opinião de seus consultores jurídicos, a administração da Companhia considera o risco de perda dessa causa como possível.



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(a) Processos judiciais (Continuação) Autor: Fazenda Pública do Estado de São Paulo A Fazenda Pública do Estado de São Paulo impetrou ação fiscal contra a Companhia para cobrar o recolhimento de ICMS sobre operações com nafta-petroquímica naquele Estado, relativo ao período compreendido entre setembro de 1984 e fevereiro de 1989. O processo percorreu todas as instâncias e o Judiciário acabou firmando posição contrária à tese defendida pela Companhia, entendendo que, neste caso específico, o ICMS seria devido sobre tais operações. A Companhia efetuou acordo para recolhimento do valor de US$122 que com os acréscimos totalizou R$151, para pagamento em 60 parcelas iguais e sucessivas, a partir de abril de 2005. Aproveitando-se dos benefícios fiscais nos termos da Lei 12.399/06, em novembro de 2006, a Companhia liquidou antecipadamente a dívida com o pagamento da quantia de US$53, reduzindo o valor da multa em 80% e o valor dos juros em 50%, gerando um ganho real de US$101.



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(a) Processos judiciais (Continuação) Autor: Sindicato de Petroleiros A Petrobras figura como ré em cinco ações de natureza trabalhista ajuizadas pelos SINDICATOS DE PETROLEIROS, em curso em três estados da federação (Rio de Janeiro, São Paulo e Sergipe), em que se questiona o não repasse integral ao salário dos trabalhadores dos índices oficiais de inflação dos anos de 1987, 1989 e 1990 (expurgos inflacionários – Planos Bresser, Verão e Collor). Os processos acham-se em fases distintas de julgamento, conforme abaixo: Sindicato dos Petroleiros do Estado do Sergipe (SINDIPETRO/SE): Pedido julgado procedente. Processo em fase de execução. O juiz proferiu decisão determinando ao SINDIPETRO/SE que apresente novos cálculos, que se encontram pendentes, o que está sendo aguardado. O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária em 31 de dezembro de 2006 é de US$47, cujos cálculos estão pendentes. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda neste processo.

Sindicato dos Petroleiros do Estado do estado do Rio de Janeiro (SINDIPETRO/RJ): A Petrobras entende que não há dívida, visto que as quantias correspondentes foram pagas de acordo com as cláusulas do dissídio coletivo em 1993. A exposição máxima para a Petrobras, incluída a atualização monetária em 31 de dezembro de 2006 é de US$86. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera remoto o risco de perda neste processo.



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(a) Processos judiciais (Continuação) Autor: Sindicato de Petroleiros (Continuação) Sindicato dos Petroleiros do Estado de São Paulo (SINDIPETRO/SP): Processo tido como procedente e transitado em julgado. A Petrobras apresentou uma ação rescisória-indeferida. O recurso da Petrobras foi acolhido e proferida a decisão de suspensão do contrato e de emissão de nova decisão para indeferir a pretensão da autora da Reclamação Trabalhista. O SINDIPETRO apresentou recurso o qual foi indeferido, e por enquanto aguarda o julgamento do Agravo de Instrumento posteriormente apresentado. O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária em 31 de dezembro de 2006 é de US$45. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera remoto o risco de perda neste processo. Tendo por base vitórias anteriores em ações similares, bem como o entendimento final já sumulado pelo TST, a administração da Companhia não espera obter decisão desfavorável nesses processos. A Petrobras contestou o laudo do especialista que determinou o valor da indenização, que está pendente de julgamento. A Companhia considera possível a perda neste processo.



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(a) Processos judiciais (Continuação)

Autor: Adailton de Oliveira Bittencourt e Outros Adailton de Oliveira Bittencourt e Outros ajuizaram recurso para esclarecimento de intervalo e hora do almoço, após introdução de 6 horas de trabalho por dia pela Constituição Brasileira de 1988. Período reclamado: 28 de setembro de 1989 a 30 de novembro de 1992 devido à introdução de um dia útil de seis horas pela Constituição Federal de 1988. Negado em primeira instância. Apelação concedida pelo Tribunal Regional do Trabalho (TRT). Petrobras ajuizou um pedido de esclarecimento da decisão, indeferido em 25 de setembro de 2002 e 24 de outubro de 2002, respectivamente. Posteriormente foi apresentado em 15 de outubro de 2004 um Embargo de Declaração para colher maiores esclarecimentos sem modificar a sentença. Decisão já transitada em julgado. O Processo encontra-se no momento na fase de cálculo da sentença para determinar os valores a favor dos autores. O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária em 31 de dezembro de 2006 é de US$3. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda neste processo

Autor: Empresas de Distribuição A Companhia foi acionada na justiça por algumas pequenas distribuidoras de petróleo, sob a suposta alegação de não repassar aos governos estaduais o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS retido, por força de lei, no ato da venda dos combustíveis. As ações foram ajuizadas nos Estados de Goiás, Tocantins, Bahia, Pará, Maranhão e no Distrito Federal. Do valor total dessas ações, da ordem de US$419 até 31 de dezembro de 2006 cerca de US$38 (US$34 em 2005) foram efetivamente sacados por força de decisões judiciais de antecipação de tutela. Mediante recurso processual, essas decisões antecipatórias de tutela foram cassadas. A Companhia, com o apoio das autoridades estaduais e federais, além de ter conseguido impedir a efetivação de outros saques, está empreendendo todos os esforços possíveis para obter o ressarcimento das quantias que foram anteriormente sacadas das suas contas.



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(b) Notificações do INSS - responsabilidade solidária A Companhia recebeu diversas notificações fiscais relativas a encargos previdenciários, em decorrência da apresentação irregular da documentação exigida pelo INSS para eliminar a sua responsabilidade solidária na contratação de serviços de construção civil e outros, prevista nos parágrafos 5º e 6º do artigo 219 e parágrafos 2º e 3º do artigo 220 do Decreto Nº 3.048/99. Para garantir o arquivamento do recurso e/ou a obtenção do INSS da Certidão Negativa de Dívida, US$55 das quantias desembolsadas pela Companhia foram lançados em depósitos vinculados com processos judiciais e garantias, e poderão ser recuperados nos termos do processo em andamento, relativos a 343 avaliações totalizando US$178. O departamento jurídico da Petrobras acha possível a perda destas avaliações, visto que julga possível o risco de desembolso futuro. A Petrobras efetuou desembolsos durante o exercício de 2006 no montante de US$35 (US$85 em 2005) para fazer face a processos administrativos instaurados pelo INSS que atribuem responsabilidade solidária à Companhia. No âmbito interno, foram revisados os procedimentos no sentido de melhorar a fiscalização dos contratos e exigir, de forma correta, a apresentação dos documentos previstos na legislação para comprovar o recolhimento do INSS devido pelas contratadas. A Petrobras está analisando cada uma das autuações recebidas para a recuperação de valores, por meio de processos administrativos do INSS.



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(c) Autos de infração Autor: Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro – Imposto de Renda Retido na fonte relativo ao fretamento de embarcações A Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro lavrou dois Autos de Infração contra a Companhia, referentes ao Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF) sobre remessas de pagamento de afretamento de embarcações do tipo plataformas móveis ao exterior, relativos aos exercícios de 1998 até 2002. A Receita Federal, com base na Lei Nº 9.537/97, artigo 2º, considera que as plataformas de perfuração e produção não se enquadram no conceito de embarcação e, portanto, não poderiam ser afretadas e, sim arrendadas. Com este entendimento, as remessas ao exterior para esta finalidade estariam sujeitas à alíquota de 15% ou 25% de imposto de renda retido na fonte. A Companhia discorda dessa autuação, tendo em vista que o Supremo Tribunal Federal já se pronunciou, em acórdão relativo ao Imposto sobre Produtos Industrializados – IPI (Imposto Federal na Argentina – VAT), que plataformas são embarcações. Além disso, os Regulamentos do Imposto de Renda de 1994 e de 1999 suportam a “não tributação” (RIR/1994) e “alíquota zero” (RIR/1999) para as remessas em questão. A Receita Federal emitiu, no dia 27 de junho de 2003, auto de infração no montante de R$3.064 milhões (US$1.066), relativo aos anos de 1999 a 2002. Com os mesmos argumentos, no dia 17 de fevereiro de 2003, tinha sido emitido outro auto de infração no montante de R$93 milhões (US$32), relativo ao ano de 1998, contra o qual a Companhia interpôs recurso em 20 de março de 2003. Segundo as autoridades fiscais, a Companhia deveria ter recolhido Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF) sobre remessas ao exterior relativas ao pagamento de afretamento de embarcações do tipo plataformas móveis utilizadas na exploração e produção de petróleo.



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(c) Autos de infração (Continuação)

Autor: Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro – Imposto de Renda Retido na fonte relativo ao fretamento de embarcações (Continuação) A Petrobras se defendeu contra estas cobranças fiscais. Foram interpostos recursos administrativos no Tribunal de Recursos de Assuntos Fiscais, o último nível administrativo, onde aguarda julgamento. O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária, em 31 de dezembro de 2006, para o período de 1998 é de US$55 e para o período de 1999 a 2002 é de US$1.831. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda neste processo. Autor: Autoridades Fazendárias do Estado do Rio de Janeiro – ICMS relativo ao afundamento da Plataforma P-36 As autoridades fazendárias do estado do Rio de Janeiro cobraram da Companhia com relação ao ICMS relativo ao afundamento da plataforma P-36. O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária em 31 de dezembro de 2006 é de US$253. A Petrobras apresentou recurso, que aguarda análise. Para o andamento do processo foi depositado US$20 em depósito judicial e dada uma garantia bancária no valor de US$31, o que corresponde a 30% do valor total. Foi aceito o recurso. No entanto a cobrança fiscal foi mantida no termos do Agravo Regimental apresentada pela Fazenda do Estado. Em 2 de outubro de 2006 o depósito judicial e a garantia bancária foram transformados em receita do estado. O assunto acha-se nos tribunais. O restante do valor relativo ao crédito tributário, devidamente corrigido e relativo ao último trimestre de 2006, é de cerca de US$149, o que corresponde a 70% da reivindicação total. Os processos administrativos foram concluídos e a quantia será lançada e obrigações federais vencidas, com mais 20% de honorários advocatícios. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda.



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(c) Autos de infração (Continuação) Autor: Autoridades Fazendárias do Estado do Rio de Janeiro - II e IPI relativo ao afundamento da plataforma P-36 As autoridades fazendárias do estado do Rio de Janeiro cobraram da Companhia com relação ao II (imposto de importação) e ao IPI relativos ao afundamento da plataforma P-36. A decisão do tribunal foi contra a Petrobras. Foi apresentado recurso, pendente de julgamento. A Petrobras impetrou um mandado de segurança e conseguiu uma liminar que impediu a cobrança fiscal. Aguardando o agravo regimental apresentado pelo Ministério da Fazenda. O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária, em 31 de dezembro de 2006, é de US$203. Devido à decisão a seu favor que a Companhia conseguiu com o mandado de segurança, o processo administrativo foi sustado, o que significa que as partes não puderam apresentar um recurso. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda. Autor: Autoridades Fazendárias do Estado do Rio de Janeiro - II e IPI relativos ao equipamento da TERMORIO As autoridades fazendárias do estado do Rio de Janeiro cobraram da Companhia com relação ao II e o IPI em contestação da classificação fiscal como Outros Grupos de Geração de Eletricidade para a importação de equipamentos para a usina termoelétrica da TERMORIO S.A. Em 15 de agosto de 2006, a TERMORIO contestou a cobrança fiscal na Secretaria da Receita Federal. Em 15 de setembro de 2006 o caso foi levado à Secretaria da Receita Federal em Florianópolis, onde o mesmo passa por procedimentos administrativos. O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária em 31 de dezembro de 2006 é de US$227. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda.



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(c) Autos de infração (Continuação) Autor: Secretaria da Receita Federal A Secretaria da Receita Federal negou a redução da base de cálculo do PASEP. O recurso à Secretaria da Receita Federal indeferiu em 2ª instância e o recurso da Petrobras foi aceito. Aguardando agravo de instrumento apresentado pela Secretaria da Receita Federal. O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária, em 31 de dezembro de 2006, é de US$13. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda. Autor: Autoridades Fazendárias do Estado de Alagoas As autoridades fazendárias do estado de Alagoas apresentou uma cobrança fiscal contar a Companhia, relativa à reversão de Crédito de ICMS. A Petrobras aguarda o julgamento do recurso no segundo nível administrativo. O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária, em 31 de dezembro de 2006, é de US$32. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda.

(d) Questões ambientais A Companhia está sujeita a diversas leis e normas ambientais. Essas leis disciplinam atividades envolvendo a descarga de petróleo, gás e outros materiais no meio ambiente e estabelecem que os efeitos das operações da Companhia sobre o meio ambiente devem ser por ela corrigidos ou mitigados. A Administração da Companhia considera que quaisquer despesas incorridas para corrigir ou mitigar possíveis impactos ambientais não devem representar efeito significativo nas operações ou fluxos de caixa.



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(d) Questões ambientais (Continuação)

PEGASO - (Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional) Durante o ano de 2000, a Companhia implantou o Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional - PEGASO. De 2000 a 31 de dezembro de 2006, a Companhia incorreu em gastos de aproximadamente US$4.081 com esse programa. Nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e de 2005, a Companhia teve, respectivamente, gastos de aproximadamente US$562 e US$545 com esse programa. A Companhia estima que os pagamentos futuros relacionados a atividades de limpeza do meio ambiente decorrentes desses recentes acidentes, se existirem, não serão significativos. Ruptura no oleoduto na Bahia de Guanabara Em 18 de janeiro de 2000, um dos oleodutos que ligam um dos terminais da Companhia a uma refinaria na Baía de Guanabara rompeu-se, causando um vazamento de petróleo bruto na baía. Em 19 de janeiro de 2001, a Promotoria do Estado do Rio de Janeiro moveu ação criminal contra a Companhia, que está atualmente contestando a base legal para o processo criminal. Adicionalmente, a Promotoria Pública Federal moveu ações criminais contra o então presidente da Companhia (a qual foi finalizada) e outros 9 funcionários. A Companhia não pode prever se o resultado desses processos afetará negativa e significativamente sua situação financeira, o resultado de suas operações ou seu fluxo de caixa. O tribunal regional federal julgou improcedente a ação criminal movida contra o então presidente da Companhia, decisão que transitou em julgado. Em 30 de abril de 2002, o juiz determinou que a Companhia não poderia figurar como ré nesse processo criminal, tendo em vista liminar obtida pela mesma, embora ainda caiba recurso a essa decisão.



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(d) Questões ambientais (Continuação) Ruptura no oleoduto na Bahia de Guanabara (Continuação) Em outubro de 2003, o juiz determinou que o processo permanecerá suspenso pelo prazo de dois anos para um dos funcionários, sujeito ao cumprimento de determinadas condições por parte do réu. Adicionalmente, como conseqüência desse vazamento, em 27 de janeiro de 2000, o Conselho Nacional do Meio Ambiente promulgou uma resolução estabelecendo a obrigação, por parte do IBAMA (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis), dos órgãos ambientais federais e estaduais e de órgãos não-governamentais, de avaliar as medidas de controle e prevenção e a situação das licenças ambientais de todas as instalações industriais de produção de petróleo e seus derivados no Brasil. Tal resolução também exige que a Companhia realize uma auditoria ambiental independente em todas as suas instalações industriais localizadas no estado do Rio de Janeiro. Desde 2000, a Companhia vinha realizando auditorias ambientais independentes em todas as suas instalações localizadas no Brasil, que foram concluídas durante dezembro de 2003. A Companhia implantou todas as recomendações feitas pelos auditores.



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(d) Questões ambientais (Continuação) Derramamento de óleo na refinaria Pres. Getúlio Vargas Em 16 de julho de 2000, ocorreu vazamento de óleo na refinaria Presidente Getúlio Vargas lançando petróleo bruto nas redondezas. As Promotorias da República e do Estado do Paraná moveram uma ação civil contra a Companhia reclamando US$1.176 por perdas e danos, que já foi contestada pela Companhia. Adicionalmente, existem duas outras ações pendentes, uma movida pelo Instituto Ambiental do Paraná e outra pela associação civil denominada AMAR, que já foram contestadas pela Companhia e estão aguardando o início da avaliação do montante por especialista. A exposição máxima, considerando atualização monetária, para a Petrobras é de US$39 em 31 de dezembro de 2006. A corte determinou que estas causas sejam tratadas como se fosse uma. Baseada na opinião de seus consultores jurídicos, a administração da Companhia avaliou o risco de perda como possível.



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(d) Questões ambientais (Continuação) Colisão na embarcação Vergina II No dia 4 de novembro de 2000, o navio de bandeira cipriota Vergina II, afretado pela Petrobras, colidiu com o píer sul do terminal Almirante Barroso, de propriedade da Companhia, em São Sebastião e derramou petróleo no canal de São Sebastião. Como conseqüência desse acidente, a Companhia foi multada em cerca de US$30 por vários órgãos ambientais estaduais. A Companhia está em processo de impugnação de tais multas. Ruptura no Oleoduto Araucária-Paranaguá Em 16 de fevereiro de 2001, o oleoduto Araucária-Paranaguá rompeu-se, resultando no derramamento de óleo combustível nos rios Sagrado, Meio, Neves e Nhundiaquara, localizados no Estado do Paraná. Como conseqüência do acidente, a Companhia foi multada em aproximadamente US$80 pelo Instituto Ambiental do Paraná, multa esta que foi contestada pela Companhia através de recursos administrativos, mas a apelação foi rejeitada. A corte determinou que as causas iniciadas pela AMAR e pelos procuradores federais e estaduais sejam tratadas unicamente. Baseada na opinião de seus consultores jurídicos, a administração da Companhia avaliou o risco de perda como possível. Derramamento de Óleo devido ao afundamento da plataforma P-36 Em 15 de março de 2001, o acidente ocorrido na plataforma P-36 causou derramamento de óleo diesel e petróleo bruto. A Companhia recebeu multa no valor de US$3 aplicada em abril de 2001 pelo IBAMA, pelo vazamento e pela utilização inadequada de produtos químicos durante as tentativas de dispersão do óleo. A Companhia atualmente está contestando essa multa.



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(d) Questões ambientais (Continuação) Ruptura na linha de produção no poço do campo da Fazenda Belém Em 12 de maio de 2003, o rompimento de uma luva de conexão em uma linha de produção do poço FZB-71, no campo de Fazenda Belém, município de Aracati-CE, provocou o derramamento de cerca de 7 (sete) mil litros de petróleo numa área distante de comunidades e de qualquer manancial hídrico. O Plano de Contingências da Companhia foi imediatamente acionado e o trabalho de limpeza da área realizado. A Petrobras foi multada em US$0,04 pela Superintendência de Meio Ambiente do Estado do Ceará (Semace), sendo que, desse valor, até 90% poderão ser abatidos mediante o cumprimento de um Termo de Compromisso firmado com o referido órgão ambiental. Falha na conexão de um dos braços de descarregamento do navio Nordic Marita, ancorado no Terminal Marítimo Almirante Bar roso (Tebar), em São Sebastião na costa norte de São Paulo Em 3 de junho de 2003, uma falha na conexão de um dos braços de descarregamento do navio Nordic Marita, ancorado no Terminal Marítimo Almirante Barroso (Tebar), em São Sebastião, litoral norte de São Paulo, provocou o derramamento no mar de cerca de 27 mil litros de petróleo provenientes da Bacia de Campos. Em razão desse acidente, a Petrobras foi multada em US$0,17 pelo IBAMA e em US$0,12 pela Companhia de Tecnologia de Saneamento Ambiental (CETESB), tendo recorrido de ambas as multas por entender que atuou da forma mais eficaz possível para minimizar eventual impacto ao meio ambiente.



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(d) Questões ambientais (Continuação)

Ruptura do oleoduto entre Cabiúnas e a Refinaria Duque de Caxias Em 26 de agosto de 2003, ocorreu o rompimento do duto que liga o terminal da Transpetro em Cabiúnas (Macaé) à Refinaria Duque de Caxias, provocando o derramamento de 20 (vinte) litros de óleo em área do município fluminense de Cachoeiras de Macacu. A Companhia imediatamente determinou que o óleo, contido na faixa de servidão do duto, fosse recolhido, tendo ainda, preventivamente, protegido com barreiras e mantas absorventes um córrego próximo ao Rio Soarinhos. Apesar da eficácia das providências tomadas e a inexistência de dano ambiental, a Petrobras foi multada pelo Ibama em US$0,69, tendo interposto recurso administrativo junto àquele órgão.

(e) Pagamento mínimo sobre as operações de arrendamento mercantil A Companhia está comprometida a efetuar o pagamento mínimo anual, conforme determinado abaixo, para os contratos de arrendamento mercantil existentes em 31 de dezembro de 2006: 2008 2.273 2009 1.527 2010 762 2011 402 2012 317 2013 em diante 390

Pagamento mínimo sobre operação de arrendamento mercantil 5.671

A Companhia pagou despesas com aluguel relativo ao arrendamento mercantil operacional no montante de US$2.016, US$1.417 e US$1.247, em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 respectivamente.



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20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos A Companhia está exposta a uma série de riscos de mercado decorrentes de suas operações. Tais riscos envolvem principalmente o fato de que eventuais variações nas taxas de juros estrangeiros, nas taxas cambiais ou nos preços das mercadorias possam afetar negativamente o valor dos ativos e passivos financeiros ou fluxos de caixa e lucros futuros da Companhia. A Companhia mantém uma política global de gerenciamento de riscos que é conduzida sob a gestão de seus diretores. A Companhia pode utilizar instrumentos derivativos e não-derivativos para implementar sua estratégia global de gerenciamento de riscos. Entretanto, ao utilizar instrumentos derivativos, a Companhia se expõe a riscos de crédito e de mercado. Riscos de crédito consistem no não cumprimento dos termos do contrato derivativo por uma contraparte. Riscos de mercado é o possível efeito adverso sobre o valor dos ativos ou passivos, incluindo de instrumentos financeiros, que resultam de uma alteração nas taxas de juros, nas taxas cambiais ou nos preços das mercadorias. A Companhia monitora os riscos de crédito limitando as contrapartidas a instrumentos financeiros derivativos de instituições financeiras de primeira linha. Os riscos de mercado são gerenciados pelos diretores da Companhia. A Companhia não mantém e tampouco emite instrumentos financeiros para fins comerciais. Em 2004, a Diretoria Executiva da Petrobras instituiu o Comitê de Gerenciamento de Riscos, composto de executivos de todas as áreas de negócios e de diversas áreas corporativas da Companhia, com o objetivo de garantir o gerenciamento integrado dos riscos a que a Companhia está exposta e de formalizar as principais diretrizes adotadas pela Companhia para gerenciar riscos significativos e incertezas associadas às suas operações. Além disso, o Comitê de Gerenciamento de Riscos visa a concentrar as informações e discussões sobre gerenciamento de riscos, de modo a facilitar a comunicação com o Conselho de Administração e com a Diretoria.



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20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos (Continuação) (a) Gerenciamento de riscos cambiais

A estratégia da Companhia para o gerenciamento de risco de moeda estrangeira deve envolver o uso de instrumentos derivativos para proteger contra a variação cambial, a qual pode impactar o valor de certas obrigações da Companhia. No decorrer de 2000, a Companhia celebrou três contratos de limitação de taxas de câmbio, de maneira a reduzir seu risco frente às variações entre o dólar norte-americano e o iene japonês, bem como entre o dólar norte-americano e o euro, com relação à dívida de longo prazo em moedas estrangeiras de valor nominal de cerca de US$470. A Empresa não aplicou a contabilização de “hedging” nestas relações. Tal limitação foi estruturada mediante compra simultânea da opção de compra e a venda da opção de venda com a mesma contrapartida, e com ágios iguais. Tais limitações determinam o teto de preço e o piso das taxas de câmbio em questão. Caso a taxa de câmbio se reduza abaixo do piso, as contrapartidas pagarão à Empresa a diferença entre a taxa à vista na data do vencimento e o piso, apurado com base no valor percebido dos contratos. Por outro lado, caso haja aumento da taxa de câmbio acima do teto, a Companhia pagará às contrapartidas a diferença entre a taxa à vista na data de vencimento e o teto, apurado com base valor percebido dos contratos sobre o valor percebido. As datas de vencimento dos contratos derivativos coincidem com as datas de vencimento de cada uma das obrigações.



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20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos (Continuação) (a) Gerenciamento de riscos cambiais (Continuação)

Os contratos “zero cost collars” em iene foram liquidados em 8 de setembro de 2003 ao valor de US$68, pagos em espécie e um contrato em EURO foi liquidado em 31 de dezembro de 2004 ao valor de US$18, recebidos em espécie. O valor de mercado das operações de compra do “zero cost collars” em moeda estrangeira em 31 de dezembro de 2006 era US$21 (US$12 em 31 de dezembro de 2005) e o das opções de venda era zero em 31 de dezembro de 2006 (US$(1) em 31 de dezembro de 2005).

(b) Gerenciamento de risco de mercado de petróleo e derivados

Petróleo e produtos derivados A Companhia está exposta a riscos de preços de mercadorias pela flutuação de preços de petróleo e derivados. As operações para reduzir a exposição da Companhia aos riscos de preços de mercadorias consistem basicamente de contratos de futuros negociados em bolsas de valores e opções e swaps com instituições financeiras de primeira linha. Os contratos de futuros envolvem compras e vendas antecipadas de petróleo bruto, geralmente para períodos de 30 a 360 dias, de forma a reduzir a exposição da Companhia à volatilidade dos preços de mercadorias.

A exposição da Companhia nesses contratos está limitada à diferença entre o valor contratado e o valor de mercado para os volumes contratados. Os contratos futuros relativos a petróleo bruto possuem marcação a mercado e os respectivos ganhos e perdas decorrentes dessas operações são reconhecidos tempestivamente no resultado, independentemente do período em que as vendas ocorrem. Nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004, foram efetuadas operações de “hedge” para 26,42%, 26,79% e 33,06%, respectivamente, do volume total comercializado (importação e exportação).



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20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos (Continuação)

(b) Gerenciamento de risco de mercado de petróleo e derivados (Continuação)

As posições em aberto no mercado futuro, comparadas com o valor de mercado, resultaram em perdas de US$2, US$1 e US$2 nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004, respectivamente. Em janeiro de 2001, a Companhia realizou uma operação de longo prazo através da venda de opções de venda de 52 milhões de barris de petróleo “West Texas Intermediate” (WTI), no período de 2004 a 2007, que visa a estabelecer uma proteção de preço para essa quantidade de petróleo e a garantir aos financiadores do Projeto Barracuda/Caratinga uma margem mínima para cobertura do serviço da dívida. As opções de venda foram subscritas de forma a assegurar que as instituições financeiras participantes do desenvolvimento recebam o preço requerido para que o projeto gere um mínimo de retorno sobre o investimento. A Companhia contabiliza as opções de venda com base na marcação a mercado. Durante o ano de 2006, 2005 e 2004 a Companhia não obteve ganhos ou perdas.

(c) Gerenciamento de risco de taxa de juros

O risco da taxa de juros a que a Companhia está exposta é uma função de sua dívida de longo prazo, e em menor escala, de curto prazo. A dívida da Companhia referente a taxas de juros flutuantes em moeda estrangeira está sujeita principalmente à flutuação da LIBOR e a dívida a taxas de juros flutuantes expressa em reais está sujeita principalmente à flutuação da taxa de juros de longo prazo (TJLP), divulgada pelo Banco Central do Brasil. A Companhia atualmente não utiliza instrumentos financeiros derivativos para gerenciar sua exposição às flutuações das taxas de juros. Entretanto, a Companhia irá considerar a utilização de vários tipos de instrumentos derivativos destinados a reduzir a exposição a riscos de flutuações da taxa de juros e poderá utilizar os referidos instrumentos financeiros no futuro.



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20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos (Continuação)

(d) Gerenciamento de risco da PEPSA

A PEPSA também utiliza instrumentos derivativos tais como opções, swaps e outros, com o objetivo principal de reduzir o impacto das flutuações nos preços de petróleo, nas taxas de juros e nas taxas de câmbio futuro. Esses instrumentos derivativos são destinados à redução de riscos específicos e são avaliados regularmente de modo a assegurar a correlação do instrumento derivativo com o risco identificado, e garantir a máxima eficácia do derivativo na compensação das alterações de fluxo de caixa inerentes ao risco coberto. A PEPSA tratava seus instrumentos derivativos relativos a petróleo e seus instrumentos derivativos relativos a swap como operações de hedge. Em 31 de dezembro de 2006, a companhia não mantém instrumentos dessa natureza.

Em 31 de dezembro de 2006, a PEPSA não apresentava operações envolvendo commodities que se enquadrassem na contabilização aplicável a operações de hedge de acordo com o SFAS No. 133 – Contabilização de Instrumentos Financeiros Derivativos e Operações de Hedge (“SFAS 133”). A PEPSA registrou uma perda no valor de US$103 durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2005, resultante de instrumentos financeiros derivativos não contabilizados como hedge. Em 31 de dezembro de 2006, a PEPSA realizou a venda a termo de dólares norte-americanos por o pesos argentinos. Neste exercício a Companhia reconheceu um ganho de US$2. Em 31 e dezembro de 2006 e 2005, o valor nominal dos contratos em vigor totalizam US$18 e US$52 respectivamente, à taxa de câmbio de 3,26 e 3 pesos argentinos por dólar norte-americano, respectivamente. Exceto pelas transações mencionadas acima, em 31 de dezembro de 2006 a Companhia não possuía outras posições com instrumentos derivativos.



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20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos (Continuação) (e) “Hedging” de Fluxo de Caixa

Em setembro de 2006, a PIFCo contratou uma operação “swap” em moeda estrangeira, de acordo com a qual a mesma permuta os pagamentos de principal e juros relativos a valores mobiliários em ienes por valores em dólares norte-americanos. Nos termos da USGAAP, o “hedging” de fluxos de caixa em moeda estrangeira somente poderão ser assim denominados quando protegem contra riscos a moeda funcional da empresa, e logo tais operações “swap” em moeda estrangeira poderão ser contabilizadas em função da moeda funcional da PIFCo ser o dólar norte-americano, sendo a avaliação da eficácia do “hedging” indicadora de que a alteração no valor de mercado do instrumento de “hedging” é altamente eficaz. O objeto do “hedging” é um título de ¥ 35 bilhões com prazo de dez anos e cupons semestrais de 2,15% a.a. O instrumento do “hedging” é uma operação “swap” em moeda estrangeira com prazo de dez anos, através do qual efetua-se o pagamento de dólares norte-americanos com o recebimento de ienes nas condições do título em ienes. Foi realizado o teste de eficácia na contratação do “hedging” com base no método derivativo hipotético. Será realizado o teste de eficácia a cada trimestre. O ganho ou perda da operação em decorrência da reavaliação dos títulos em ienes será compensado pela reclassificação relativa à reavaliação do bem protegido pelo “hedging” a taxas à vista, de outras receitas abrangentes para receitas. Em 31 de dezembro de 2006 a operação “swap” em moeda estrangeira possuía valor de mercado de (US$9), devido à desvalorização do iene japonês em comparação com o Dólar norte-americano desde a celebração do instrumento.



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21. Instrumento Derivativo Utilizado em Operações de Gás Natural No tocante ao contrato de longo prazo para a compra de gás (o “Contrato de Compra de Gás” ou “GSA”) para o fornecimento das usinas termoelétricas e para outras utilizações no Brasil, a Companhia celebrou com Companhia Petrolera ANDINA, produtora de gás na Bolívia, um contrato que constituiu um instrumento derivativo financeiro nos termos do SFAS 133. Tal contrato, o Contrato de Redução da Volatilidade do Preço do Gás Natural (o “PVRC”), foi celebrado com o propósito de reduzir os efeitos da volatilidade do preço nos termos do GSA.

As condições do PVRC incluem um limitador de preço para o período de 2005 até 2019, com pagamentos a favor da Companhia na hipótese do preço apurado exceder o teto estabelecido, e com pagamentos pela Companhia na hipótese do preço se encontrar entre o teto e o piso.

Em 31 de dezembro de 2005, a Companhia registrou um ativo apurado com base no valor de mercado do derivativo no valor de US$547, e um passivo de US$144, que foi considerado incentivo de compra diferida.

Em razão da nova Lei dos Hidrocarbonetos da Bolívia (ver a Nota 9(b)), a outra parte do PVRC contestou o contrato, alegando entre outros motivos, a força maior e ônus excessivo. Em 12 de agosto de 2006, as partes concordaram em cancelar o PVRC e, em decorrência, em 14 de agosto de 2006, a Companhia recebeu US$41 e lançou em prejuízo as contas a receber relativas ao PVRC no valor de US$77.

A Companhia ajustou o valor de mercado dos ativos e passivos relativos ao PVRC através do lançamento como despesas financeira de US$328 durante o primeiro trimestre de 2006, em decorrência do aumento dos impostos na Bolívia. No segundo trimestre, a Companhia lançou em prejuízo os restantes US$94 de ativos a valor de mercado, em conseqüência do contrato.



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22. Instrumentos Financeiros

No decorrer normal de seus negócios a Companhia utiliza-se de diversos tipos de instrumento financeiros.

(a) Risco de concentração de crédito

Uma parcela significativa dos ativos da Companhia, incluindo instrumentos financeiros, está localizada no Brasil enquanto que a maior parte de suas receitas e lucro líquido é também gerado no Brasil. Os instrumentos financeiros da Companhia que estão expostos ao risco de concentração de crédito são principalmente caixa e equivalentes de caixa, títulos governamentais, a Conta Petróleo e Álcool, as contas a receber e contratos futuros. A Companhia adota diversas medidas para reduzir a sua exposição a riscos de crédito a níveis aceitáveis. Todos caixa e equivalentes de caixa no Brasil são mantidos em bancos federais. Depósitos a prazo em dólares são mantidos em instituições de primeira linha nos Estados Unidos. Adicionalmente, todos os títulos disponíveis para venda e instrumentos derivativos mantidos pela Companhia são comercializados em bolsa ou mantidos em instituições financeiras de primeira linha. A Companhia monitora a sua exposição a riscos de crédito referente a contas a receber de clientes avaliando regularmente a capacidade de pagamento dos mesmos. Em 31 de dezembro de 2005 e de 2004, o saldo de contas a receber de clientes refere-se basicamente a grandes distribuidoras.



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22. Instrumentos Financeiros (Continuação) (b) Valor justo de mercado

O valor justo de mercado dos instrumentos financeiros é determinado com base em preços de mercado publicados, ou na falta destes, no valor presente de fluxos de caixa esperados. Valor justo de mercado reflete o valor em dinheiro que seria ou recebido ou pago se os instrumentos fossem liquidados no fim do exercício através de operação rigorosamente comercial entre partes anuentes. O valor justo de mercado de caixa e equivalentes de caixa, de contas a receber de clientes, da Conta Petróleo e Álcool, da dívida de curto prazo e de contas a pagar a fornecedores é equivalente ao seu valor contábil. O valor justo de mercado dos títulos governamentais disponíveis para venda mantidos pela Companhia é igual ao seu valor contábil. O valor justo de mercado de outros ativos e passivos de longo prazo não diferem significativamente de seu valor contábil. As obrigações da Companhia relativas ao financiamento de projetos, após a consolidação de acordo com a FIN 46 (R), totalizaram US$14.702 em 31 de dezembro de 2006 e US$15.132 em 31 de dezembro de 2004, com valor justo de mercado estimado de US$13.984 e US$15.239, respectivamente.



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23. Informações sobre Segmentos de Negócios As informações sobre segmentos de negócios apresentadas a seguir foram preparadas de acordo com o SFAS Nº 131 – Divulgação sobre Segmentos Operacionais de uma Empresa e Informações Correlatas (“SFAS 131”). A Companhia opera de acordo com os seguintes segmentos: • Exploração e Produção – Este segmento abrange as atividades de exploração,

desenvolvimento da produção e produção de petróleo, gás natural liqüefeito e gás natural desenvolvidas pela Companhia no Brasil, objetivando atender, prioritariamente, as refinarias do país, além de comercializar nos mercados interno e externo o excedente da produção nacional e/ou aproveitar oportunidades comerciais e as transferências de gás natural para o segmento de Gás e Energia da Companhia.

• Abastecimento - Este segmento reúne as atividades de refino, logística, transporte

e comercialização de petróleo, seus derivados e álcool combustível. Além disso, este segmento abrange ainda o segmento de petroquímicos e fertilizantes, que inclui investimentos em várias companhias petroquímicas nacionais e em duas usinas de fertilizantes de propriedade da Companhia localizadas no Brasil.

• Distribuição - Este segmento compreende as atividades de distribuição de

derivados do petróleo e de álcool combustível realizadas pela Petrobras Distribuidora S.A. - BR no Brasil, controlada na qual a Companhia possui participação majoritária. De acordo com os objetivos estratégicos da Companhia para aumentar sua participação no mercado de distribuição de GLP e consolidar sua presença no mercado de distribuição de combustíveis automotivos em determinadas regiões do Brasil, suas atividades de distribuição passaram a incluir as operações da Liquigás Distribuidora S.A. (ex-Sophia do Brasil S.A. e Agip do Brasil S.A.), que foi adquirida em 9 de agosto de 2004.



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23. Informações sobre Segmentos de Negócios (Continuação) • Gás e Energia - Este segmento abrange atualmente a comercialização e o

transporte de gás natural importado ou produzido no Brasil. Este segmento compreende ainda as atividades da Companhia relativas à comercialização de energia elétrica local, assim como os investimentos em companhias locais de transporte de gás natural, em distribuidoras estatais de gás natural, em termelétricas.

• Internacional - Este segmento envolve as atividades internacionais realizadas pela

Companhia em 15 países, incluindo: Exploração e Produção, Abastecimento, Distribuição e Gás e Energia.

No grupo de órgãos corporativos são alocados os itens que não podem ser atribuídos às demais áreas, notadamente aqueles vinculados à gestão financeira corporativa, o overhead relativo à Administração Central e outras despesas, inclusive as atuariais referentes aos planos de pensão e de saúde para participantes inativos. As informações contábeis por área de negócio foram elaboradas com base na premissa da controlabilidade, objetivando atribuir às áreas de negócio somente os itens sobre os quais estas áreas tenham efetivo controle. Destacamos abaixo os principais critérios utilizados na apuração de resultados por áreas de negócio: • Receita operacional líquida: foram consideradas as receitas relativas às vendas

realizadas a clientes externos, acrescidas dos faturamentos entre as áreas de negócio, tendo como referência os preços internos de transferência definidos entre as áreas;

• Custos e despesas incluem os custos dos produtos e serviços vendidos, que são

apurados por área de negócio considerando o preço interno de transferência e os demais custos operacionais de cada segmento, bem como as despesas operacionais, nas quais são consideradas as despesas efetivamente incorridas em cada área;

• Ativos: contemplam os ativos relativos a cada área.


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS E CONTROLADAS NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS (Continuação) Em milhões de dólares norte-americanos (exceto quando indicado o contrário)

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23. Informações sobre Segmentos de Negócios (Continuação) Os ativos da Companhia segregados por segmento estão demonstrados a seguir: Exercício findo em 31 de dezembro de 2006

Internacional Exploração Gás e (ver demonstração e produção Abastecimento energia em separado) Distribuição Corporativo Eliminações Total

Ativo circulante (1) 2.966 9.668 1.256 2.371 1.978 15.413 (2.697) 30.955 Caixa e equivalentes de caixa - - - - - 12.688 - 12.688 Outros ativos circulantes 2.966 9.668 1.256 2.371 1.978 2.725 (2.697) 18.267 Participações em empresas não

consolidadas e outros investimentos 33 970 394 1.721 20 124 - 3.262 Imobilizado, líquido 33.979 9.828 6.828 5.722 1.468 1.072 - 58.897 Ativo realizável a longo prazo 1.388 354 1.119 460 209 2.523 (487) 5.566 Conta petróleo e álcool - - - - - 368 - 368 Títulos governamentais - - - - - 479 - 479 Outros ativos (1) 1.388 354 1.119 460 209 1.676 (487) 4.719

Total do ativo 38.366 20.820 9.597 10.274 3.675 19.132 (3.184) 98.680

(1) Para a conformidade das demonstrações contábeis de cada segmento de negócios com as melhores práticas das empresas do setor de Petróleo e Gás, e para o aperfeiçoamento da compreensão da administração da Petrobras, a Companhia passou a alocar, a partir do primeiro trimestre de 2006, todos os resultados financeiros e itens de caráter financeiro ao nível empresarial.



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23. Informações sobre Segmentos de Negócios (Continuação)

Exercício findo em 31 de dezembro de 2006 Internacional Exploração Gás e e produção Abastecimento energia Distribuição Corporativo Eliminações Total

Ativo circulante(1) 1.486 1.019 954 134 219 (1.441) 2.371 Caixa e equivalentes de caixa - - - - - - - Outros ativos circulantes 1.486 1.019 954 134 219 (1.441) 2.371 Participações em empresas não consolidadas e outros investimentos 990 360 280 66 25 - 1.721 Imobilizado, líquido 4.436 834 216 162 94 (20) 5.722 Ativo realizável a longo prazo 546 36 49 13 669 (853) 460 Outros ativos (1) 546 36 49 13 669 (853) 460 Total do ativo 7.458 2.249 1.499 375 1.007 (2.314) 10.274




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Exercício findo em 31 de dezembro de 2005 Internacional

Exploração

Gás e (ver

demonstração

e produção Abastecimento Energia em separado) Distribuição Corporativo Eliminações Total Ativo circulante (1) 2.770 8.116 1.052 1.815 1.918 12.644 (2.531) 25.784 Caixa e equivalentes de caixa - - - - - 9.871 - 9.871 Outros ativos circulantes 2.770 8.116 1.052 1.815 1.918 2.773 (2.531) 15.913 Participações em empresas não consolidadas e outros investimentos 9 822 438 418 20 103 - 1.810 Imobilizado, líquido 25.876 8.098 5.328 4.655 1.238 768 (43) 45.920 Ativo realizável a longo prazo 971 396 1.349 459 392 1.780 (223) 5.124 Conta petróleo e álcool - - - - - 329 - 329 Títulos governamentais - - - - - 364 - 364 Outros ativos (1) 971 396 1.349 459 392 1.087 (223) 4.431 Total do ativo 29.626 17.432 8.167 7.347 3.568 15.295 (2.797) 78.638




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Exercício findo em 31 de dezembro de 2005 Internacional Exploração Gás e e produção Abastecimento energia Distribuição Corporativo Eliminações Total Ativo circulante (1) 1.486 660 552 72 227 (1.182) 1.815 Caixa e equivalentes de caixa - - - - - - - Outros ativos circulantes 1.486 660 552 72 227 (1.182) 1.815 Participações em empresas não consolidadas e outros investimentos 141 51 204 - 22 - 418 Imobilizado, líquido 3.801 530 192 78 59 (5) 4.655 Ativo realizável a longo prazo 483 34 57 22 2.173 (2.310) 459 Outros ativos (1) 483 34 57 22 2.173 (2.310) 459 Total do ativo 5.911 1.275 1.005 172 2.481 (3.497) 7.347

(1) Para a conformidade das demonstrações contábeis de cada segmento de negócios com as melhores práticas das empresas do setor de Petróleo e Gás, e para o aperfeiçoamento da compreensão da administração da Petrobras, a Companhia passou a alocar, a partir do primeiro

trimestre de 2006, todos os resultados financeiros e itens de caráter financeiro ao nível empresarial.



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Receitas e lucro líquido segregados por segmento estão demonstrados a seguir:

Exercício findo em 31 de dezembro de 2006 Internacional Exploração Gás e (ver demonstração e produção Abastecimento energia em separado) Distribuição Corporativo Eliminações Total

Receitas operacionais líquidas com terceiros 3.351 42.831 2.833 4.938 18.394 - - 72.347 Receitas operacionais líquidas entre segmentos 32.387 15.128 1.257 1.133 287 - (50.192) - Receitas operacionais líquidas 35.738 57.959 4.090 6.071 18.681 - (50.192) 72.347 Custo das vendas (13.635) (51.802) (3.531) (4.088) (16.967) - 49.962 (40.061) Depreciação, exaustão e amortização (2.166) (669) (197) (417) (143) (81) - (3.673) Exploração, incluindo poços secos (501) - - (433) - - - (934) Perda com ativos (“impairment”) (20) - - (1) - - - (21) Despesas de vendas, gerais e administrativas (465) (1.357) (360) (540) (982) (1.306) 21 (4.989) Despesas com pesquisa e desenvolvimento (346) (141) (78) (2) (5) (155) - (727) Outras despesas operacionais (22) (40) (270) (22) (77) (662) 12 (1.081) Custos e despesas (17.155) (54.009) (4.436) (5.503) (18.174) (2.204) 49.995 (51.486) Participação no resultado de empresas não consolidadas - 5 (1) 37 - (13) - 28 Receitas (despesas) financeiras, líquidas (1) - - - - - (100) - (100) Despesas de benefícios aos funcionários - - - - - (1.017) - (1.017) Outros impostos (45) (73) (49) (63) (79) (285) - (594) Outras despesas, líquidas (73) (20) (15) 30 23 38 - (17) Lucro (prejuízo) antes de IR, CSL, participação minoritária, item extraordinário e da mudança de prática contábil 18.465 3.862 (411) 572 451 (3.581) (197) 19.161 Benefício (despesa) de imposto de renda (6.278) (1.312) 140 (255) (153) 2.100 67 (5.691) Participação minoritária (229) (10) (231) (194) - 20 - (644) Lucro (Prejuízo) líquido do exercício 11.958 2.540 (502) 123 298 (1.461) (130) 12.826 (1) Para a conformidade das demonstrações contábeis de cada segmento de negócios com as melhores práticas das empresas do setor de Petróleo e Gás, e para o aperfeiçoamento da compreensão da administração da Petrobras, a Companhia passou a alocar, a partir do

primeiro trimestre de 2006, todos os resultados financeiros e itens de caráter financeiro ao nível empresarial.


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS (Continuação) Em milhões de dólares norte-americanos (exceto quando indicado o contrário)

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Exercício findo em 31 de dezembro de 2006 Internacional Exploração Gás e e produção Abastecimento energia Distribuição Corporativo Eliminações Total

Receitas operacionais líquidas com terceiros 685 2.068 719 1.440 26 - 4.938 Receitas operacionais líquidas entre segmentos 1.831 1.450 41 6 - (2.195) 1.133 Receitas operacionais líquidas 2.516 3.518 760 1.446 26 (2.195) 6.071 Custo das vendas (948) (3.307) (577) (1.433) (26) 2.203 (4.088) Depreciação, exaustão e amortização (309) (65) (14) (16) (13) - (417) Exploração, incluindo poços secos (433) - - - - - (433) Perda com ativos (“Impairment”) (1) - - - - - (1) Despesas de vendas, gerais e administrativas (154) (85) (17) (99) (185) - (540) Despesas com pesquisa e desenvolvimento - - - - (2) - (2) Outras despesas operacionais (4) 4 13 9 (44) - (22) Custos e despesas (1.849) (3.453) (595) (1.539) (270) 2.203 (5.503) Participação no resultado de empresas não consolidadas 20 12 2 - 3 - 37 Outros impostos (13) (8) - (2) (40) - (63) Outras despesas, líquidas 29 - 11 33 (43) - 30 Lucro (prejuízo) antes de IR, CSL, participação minoritária e da mudança de prática contábil 703 69 178 (62) (324) 8 572 Benefício (despesa) de imposto de renda (305) (25) (79) 28 130 (4) (255) Participação minoritária (172) (14) (22) 25 (11) - (194) Lucro (Prejuízo) líquido do exercício 226 30 77 (9) (205) 4 123



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Exercício findo em 31 de dezembro de 2005 Internacional Exploração Gás e (ver demonstração e produção (1) Abastecimento (1) energia em separado) Distribuição Corporativo Eliminações Total

Receitas operacionais líquidas com terceiros 1.874 33.229 1.932 3.647 15.642 - - 56.324 Receitas operacionais líquidas entre segmentos 26.950 12.286 1.232 880 225 - (41.573) - Receitas operacionais líquidas 28.824 45.515 3.164 4.527 15.867 - (41.573) 56.324 Custo das vendas (11.327) (40.033) (2.484) (2.425) (14.357) - 40.798 (29.828) Depreciação, exaustão e amortização (1.571) (644) (105) (461) (100) (45) - (2.926) Exploração, incluindo poços secos e perda com (860) - - (149) - - - (1.009) ativos (“impairment”) (22) - - (134) - - - (156) Despesas de vendas, gerais e administrativas (358) (1.195) (612) (424) (914) (1.026) 55 (4.474) Despesas com pesquisa e desenvolvimento (153) (55) (22) (2) (1) (166) - (399) Outras despesas operacionais (45) (130) (475) (123) 59 (739) - (1.453) Custos e despesas (14.336) (42.057) (3.698) (3.718) (15.313) (1.976) 40.853 (40.245)

Participação no resultado de empresas não consolidadas - 10 56 68 - 5 - 139 Receitas (despesas) financeiras, líquidas - - - - - (231) - (231) Despesas de benefícios aos funcionários - - - - - (994) - (994) Outros impostos (20) (32) (23) (51) (68) (179) - (373) Outras despesas, líquidas (15) (7) (11) 27 (15) (7) - (28) Lucro (prejuízo) antes de IR, CSL, participação minoritária, item extraordinário e da mudança de prática contábil 14.453 3.429 (512) 853 471 (3.382) (720) 14.592

Benefício (despesa) de imposto de renda (4.914) (1.163) 193 (289) (1604) 1.647 245 (4.441) Participação minoritária (70) (21) (23) (38) - 187 - 35 Lucro (prejuízo) antes do efeito da mudança das prática

contábil 9.469

2.245 (342) 526 311 (1.548) (475) 10.186

Ganho extraordinário líquido de impostos - - - - - 158 - 158 Lucro (Prejuízo) líquido do exercício 9.469 2.245 (342) 526 311 (1.390) (475) 10.344

(1) Em 2005 as receitas da comercialização de petróleo a terceiros foram classificadas de acordo com o pontos de venda, podendo ser os segmentos de Exploração e Produção, ou Fornecimento. Até 2004 as receitas da comercialização de petróleo eram totalmente alocadas em

Exploração e Produção. Tal classificação não criava um impacto relevante nos resultados constatados para estes segmentos, sendo que as informações dos segmentos não foram re-classificadas em vista de não ser prático coletar dados sobre os pontos de venda para períodos anteriores.




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Exercício findo em 31 de dezembro de 2005 Internacional Exploração Gás e e produção Abastecimento energia Distribuição Corporativo Eliminações Total Receitas operacionais líquidas com terceiros 920 1.079 536 1.090 22 - 3.647 Receitas operacionais líquidas entre segmentos 1.476 1.279 31 4 - (1.910) 880 Receitas operacionais líquidas 2.396 2.358 567 1.094 22 (1.910) 4.527 Custo das vendas (665) (2.151) (452) (1.020) (22) 1.885 (2.425) Depreciação, exaustão e amortização (360) (65) (13) (11) (12) - (461) Exploração, incluindo poços secos (142) - - (7) - - (149) Perda com Ativos (“Impairment”) (134) - - - - - (134) Despesas de vendas, gerais e administrativas (123) (60) (7) (68) (166) - (424) Despesas com pesquisa e desenvolvimento - - - - (2) - (2) Outras despesas operacionais (144) 11 8 1 (47) 48 (123) Custos e despesas (1.568) (2.265) (464) (1.105) (249) 1.933 (3.718) Participação no resultado de empresas não consolidadas 4 18 2 - 40 4 68 Outros impostos (14) (5) (1) (1) (30) - (51) Outras despesas, líquidas (5) (1) - - 33 - 27 Lucro (prejuízo) antes de IR, CSL, participação minoritária, item extraordinário e mudança de prática contábil 813 105 104 (12) (184) 27 853 Benefício (despesa) de imposto de renda (275) (36) (35) 4 212 (9) (139) Participação minoritária 15 (20) (10) 3 (26) - (38) Lucro (Prejuízo) líquido do exercício 553 49 59 (5) (148) 18 526 (1) Para a conformidade das demonstrações contábeis de cada segmento de negócios com as melhores práticas das empresas do setor de Petróleo e Gás, e para o aperfeiçoamento da compreensão da administração da Petrobras, a Companhia passou a alocar, a partir do primeiro




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Exercício findo em 31 de dezembro de 2004 Internacional Exploração Gás e (ver demonstração e produção Abastecimento energia em separado) Distribuição Corporativo Eliminações Total

Receitas operacionais líquidas com terceiros 2.487 20.981 1.547 3.085 10.328 - - 38.428 Receitas operacionais líquidas entre segmentos 16.384 7.786 474 519 158 - (25.321) - Receitas operacionais líquidas 18.871 28.767 2.021 3.604 10.486 - (25.321) 38.428 Custo das vendas (7.093) (25.915) (1.995) (1.871) (9.470) - 25.065 (21.279) Depreciação, exaustão e amortização (1.322) (548) (100) (423) (59) (29) - (2.481) Exploração, incluindo poços secos (419) - - (194) - - - (613) Perda com ativos (“Impairment”) (51) - (14) - - - - (65) Despesas de vendas, gerais e administrativas (235) (960) (178) (334) (567) (627) - (2.901) Despesas com pesquisa e desenvolvimento (109) (53) (9) (2) (2) (73) - (248) Outras despesas operacionais 29 (57) (188) (48) (78) (138) - (480) Custos e despesas (9.200) (27.533) (2.484) (2.872) (10.176) (867) 25.065 (28.067)

Participação no resultado de empresas não consolidadas

-

12

68

92

-

-

-

172

Receitas (despesas) financeiras, líquidas (1) - - - - - (327) - (327) Despesas de benefícios aos funcionários - - - - - (650) - (650) Outros impostos (12) (25) (30) (47) (54) (272) - (440) Outras despesas, líquidas (117) 24 (8) (10) (2) (68) - (181) Lucro (prejuízo) antes de IR, CSL, participação minoritária, item extraordinário e mudança de prática contábil 9.542 1.245 (433) 767 254 (2.184) (256) 8.935

Benefício (despesa) de imposto de renda (3.244) (419) 170 (51) (86) 1.312 87 (2.231) Participação minoritária (349) (1) (84) (148) - 68 - (514) Lucro (Prejuízo) líquido do exercício 5.949 825 (347) 568 168 (804) (169) 6.190

(1) Para a conformidade das demonstrações contábeis de cada segmento de negócios com as melhores práticas das empresas do setor de Petróleo e Gás, e para o aperfeiçoamento da compreensão da administração da Petrobras, a Companhia passou a alocar, a partir do primeiro




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Exercício findo em 31 de dezembro de 2004 Internacional Exploração Gás e e produção Abastecimento energia Distribuição Corporativo Eliminações Total Receitas operacionais líquidas com terceiros 713 1.084 405 865 18 - 3.085 Receitas operacionais líquidas entre segmentos 1.087 1.076 26 15 - (1.685) 519 Receitas operacionais líquidas 1.800 2.160 431 880 18 (1.685) 3.604 Custo das vendas (461) (1.797) (337) (940) (17) 1.681 (1.871) Depreciação, exaustão e amortização (326) (63) (13) (10) (11) (423) Exploração, incluindo poços secos e perda com ativos (“impairment”) (194) - - - - - (194)

Despesas de vendas, gerais e administrativas (111) (53) (11) (60) (99) - (334) Despesas com pesquisa e desenvolvimento - - - - (2) - (2) Outras despesas operacionais (75) 9 12 (2) 8 - (48) Custos e despesas (1.167) (1.904) (349) (1.012) (121) 1.681 (2.872) Participação no resultado de empresas não consolidadas 8 21 7 - 56 - 92 Outros impostos (16) (7) - (7) (17) - (47) Outras despesas, líquidas 14 - - - (24) - (10) Lucro (prejuízo) antes de IR, CSL, participação minoritária, item extraordinário e mudança de prática contábil

639

270

89

(139)

(88)

(4)

767

Benefício (despesa) de imposto de renda (140) (60) (20) 31 137 1 (51) Participação minoritária 5 (4) (2) (4) (143) - (148) Lucro (Prejuízo) líquido do exercício 504 206 67 (112) (94) (3) 568




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23. Informações sobre Segmentos de Negócios (Continuação) Os gastos de capital realizados pelo segmento nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 foram:


Exploração e produção 7.329 6.127 4.574 Abastecimento 1.936 1.749 1.367 Gás e energia 1.664 694 782 Internacional Exploração e produção 2.304 1.067 666 Abastecimento 202 79 43 Distribuição 77 16 12 Gás e energia 54 13 6 Distribuição 351 207 47 Corporativo 726 413 221 14.643 10.365 7.718 Seguem abaixo as vendas brutas da Companhia, classificadas por destino geográfico:


Brasil 70.733 57.669 40.905 Internacional 23.160 16.396 11.049 93.893 74.065 51.954 Os valores totais de venda de produtos e serviços a dois grandes clientes 2006 foram de US$7.978 e US$5.689 (US$6.258 e US$4.594 em 2005; e de US$4.269 e US$3.108 em 2004).



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24. Transações com Partes Relacionadas A Companhia é controlada pelo Governo Federal e mantém diversas transações com outras empresas estatais no curso normal de suas operações. As transações com partes relacionadas significativas resultaram nos seguintes saldos:

Exercício findo em 31 de dezembro 2006 2005 Ativo Passivo Ativo Passivo

PETROS (fundo de pensão) 479 71 362 15 Banco do Brasil S.A. 5.014 517 5.944 56 BNDES (Nota 12 (b)) - 1.491 - 589 BNDES (projetos estruturados) - 1.823 - 1.336 Governo Federal - 1.190 - 966 Depósitos vinculados para processos judiciais 676 - 637 - Títulos governamentais 67 - 269 - Conta Petróleo e Álcool - créditos junto ao Governo Federal (Nota 11) 368 - 329 - Outros 786 149 1.926 776 7.390 5.241 9.467 3.738 Circulante 5.382 2.957 7.458 2.400 Longo prazo 2.008 2.284 2.009 1.338



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24. Transações com Partes Relacionadas (Continuação) Os saldos acima foram incluídos nas seguintes contas patrimoniais:

Exercício findo em 31 de dezembro 2006 2005 Ativo Passivo Ativo Passivo

Ativo Circulante: Caixa e equivalentes de caixa 4.497 - 5.908 - Contas a receber (Nota 6) 653 - 308 - Outros ativos circulantes 232 - 1.242 - Outros Contas a receber (Nota 6) - - 32 - Títulos governamentais 67 - 269 - Conta Petróleo e Álcool - créditos junto ao Governo Federal. (Nota 11) 368 - 329 - Depósitos vinculados para processos judiciais 676 - 637 - Plano de pensão 479 - 362 - Outros ativos 418 - 380 -

Passivo Circulante - Parcela circulante dos empréstimos de longo prazo - 148 - 70 Passivo circulante - 68 - 723 Dividendos e juros sobre o capital próprio devidos Ao Governo Federal

- 1.743 - 966

Parcela circulante de projetos estruturados - 998 - 640 Longo prazo Financiamentos de longo prazo - 1.342 - 545 Projetos estruturados - 825 - 696 Outros passivos - 117 - 98 7.390 5.241 9.467 3.738



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24. Transações com Partes Relacionadas (Continuação) O valor das principais operações comerciais e financeiras com partes relacionadas pode ser apresentado como segue:

Exercício findo em 31 de dezembro 2006 2005 2004 Receita Despesa Receita Despesa Receita Despesa

Venda de produtos e serviços: BRASKEM S.A. 1.788 - 1.488 - 1.049 - COPESUL S.A. 1.132 - 373 - 501 - Manaus Energia S.A. - - - - - - Petroquímica União S.A. 588 - 885 - 828 (15) Outras 315 - 954 - 582 - - Receitas financeiras: - Conta Petróleo e Álcool - Créditos junto ao Governo Federal (Nota 11) 7 -

9

-

4

-

Títulos governamentais - - - - 3 - Outras 71 - 47 - (113) - Despesas financeiras - 8 - 11 - 13 Outras despesas, líquidas - (2) - (262) 2 - 3.905 6 3.756 (251) 2.856 (2)

25. Contabilização dos Custos de Abandono de Poços Exploratórios

A Companhia contabiliza seus custos de prospecção de acordo com o Pronunciamento sobre Normas de Contabilidade Financeira Nº 19 “Contabilidade Financeira e Relatórios de Companhias Petrolíferas” (SFAS 19). Em 4 de abril de 2005, o Conselho de Normas de Contabilidade Financeira (FASB) adotou o FASB (FASB Staff Position) FSP SFAS 19-1, que poderia alterar o SFAS Nº 19 quanto ao diferimento dos custos de prospecção. A Companhia adotou a posição técnica proposta pelo FASB (FASB Staff Position FAS 19-1), “Contabilização dos custos de abandono de poços exploratórios” em vigor a partir de 1º de janeiro de 2005. Não houve impactos relevantes decorrentes dessa adoção.



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25. Contabilização dos Custos de Abandono de Poços Exploratórios (Continuação)

Os custos incorridos pela Companhia na perfuração de poços exploratórios que resultam na descoberta de quantidades comerciais de petróleo e gás são ativados no balanço patrimonial na rubrica “Imobilizado”como reservas de petróleo e gás não provadas. Anualmente, a Companhia efetua a baixa dos custos referentes a esses poços onde não se encontram suficientes reservas provadas que justifiquem sua exploração comercial, a menos que (1) o poço esteja localizado em uma área que necessite de vultosos investimentos pré-operacionais, e (2) estejam sendo realizadas ou decididamente planejadas atividades de prospecção adicionais que justifiquem os gastos investidos.

Em 31 de dezembro de 2006, o valor total de reservas não comprovadas de petróleo e gás era de US$2.054, sendo que deste valor US$321 (US$195 dos quais relativos a projetos no Brasil) representam custos a custos capitalizados há mais de um ano, em geral decorrentes (1) da prorrogação de atividades exploratórias vinculadas à produção offshore, e (2) dos efeitos temporários da desregulamentação do mercado brasileiro de petróleo e gás, como descrito abaixo.



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25. Contabilização dos Custos de Abandono de Poços Exploratórios (Continuação) Em 1998, o monopólio do setor de petróleo e gás concedido à Companhia pelo governo federal chegou ao fim, levando à assinatura de contratos de concessão com a Agência Nacional de Petróleo (ANP) para todas as áreas exploradas e desenvolvidas pela Companhia anteriormente a 1998, no total de 397 blocos. Desde 1998, a ANP promove rodadas de licitação referentes a direitos exploratórios, permitindo à Companhia a aquisição de blocos adicionais. Uma vez descoberto um poço exploratório em uma concessão, deve-se submeter um “Plano de Avaliação” à aprovação da ANP, incluindo detalhes sobre o planejamento de atividades de prospecção para poços adicionais. Deve-se submeter um Plano de Avaliação apenas para aquelas concessões cujos estudos de viabilidade técnico-econômica evidenciem as justificativas para a conclusão de poços exploratórios existentes no local. As atividades de prospecção para poços exploratórios adicionais não poderão ser iniciadas até que a ANP aprove o Plano de Avaliação. Caso as empresas concessionárias não encontrem quantidades comerciais de petróleo e gás dentro de prazos determinados (geralmente de 4 a 6 anos, dependendo das características de cada área exploratória), o bloco objeto da concessão deverá ser abandonado e devolvido à ANP. Uma vez que a Companhia foi obrigada a avaliar uma grande quantidade de blocos em um prazo restrito, mesmo tendo sido encontradas reservas suficientes em um poço exploratório que justificassem a finalização das atividades e outros poços estejam decididamente planejados, a extinção de recursos e de prazo em outras concessões determinou o cronograma das atividades de prospecção adicionais.



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25. Contabilização dos Custos de Abandono de Poços Exploratórios (Continuação) O quadro a seguir apresenta a movimentação dos custos de prospecção capitalizados durante 2006 e 2005.

Reservas de petróleo e gás não provadas (*)

Exercício findo em 31 de

dezembro 2006 2005 Saldo inicial em 1º de janeiro 2.061 1.684 Adições a custos capitalizados de reservas não provadas 2.186 1.247 Custos exploratórios capitalizados debitados ao resultado (493) (597) Vendas de reservas (199) - Transferências ao imobilizado à medida que as reservas são consideradas provadas

(1.614)

(423)

Ajustes acumulados de conversão 113 150 Saldo final em 31 de dezembro

2.054

2.061

(*) Montantes capitalizados e depois debitados ao resultado no mesmo período não estão incluídos na

tabela acima. O quadro a seguir apresenta os custos de prospecção capitalizados por idade, considerando a data de conclusão das atividades de perfuração, e a quantidade de projetos cujos custos de prospecção foram capitalizados por prazo superior a um ano desde a finalização das atividades de perfuração:

Reservas de petróleo e gás não provadas

Exercício findo em 31 de

dezembro 2006 2005 Custos de prospecção capitalizados até um ano 1.733 1.155 Custos de prospecção capitalizados acima de um ano 321 906 Saldo final 2.054 2.061 Quantidade de projetos cujos custos de prospecção foram capitalizados

por prazo superior a um ano 50 42



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25. Contabilização dos Custos de Abandono de Poços Exploratórios (Continuação) Do total de US$321 em 50 projetos incluindo poços suspensos por mais de um ano desde a conclusão das atividades de perfuração, aproximadamente US$103 referem-se a poços localizados em áreas em que há atividades de perfuração já em andamento ou firmemente planejadas para o futuro próximo e cujo “Plano de Avaliação” foi submetido à aprovação da ANP, e aproximadamente US$54 referem-se a atividades necessárias à avaliação das reservas e seu potencial de desenvolvimento. Os US$321 do custo de poços suspensos capitalizados por um prazo superior a um ano em 31 de dezembro de 2006, representem 66 poços exploratórios, sendo que o quadro a seguir demonstra a época das despesas para a quantidade de poços: Custos capitalizados por idade, considerando a data de conclusão das atividades de perfuração, por poços individuais:

Em milhões de dólares

Quantidade de poços

2005 160 43 2004 120 11 2003 31 3 2002 - - 2001 10 9 321 66



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26. Eventos Subseqüentes

(a) Global Notes

Em 4 de janeiro de 2007, a PIFCo, subsidiária integral da Petrobras, anunciou uma oferta para troca de títulos (Exchange) totalizando até US$500 (valor de face) para as cinco séries de “notes” de sua emissão. O objetivo da operação é oferecer aos investidores a oportunidade de substituir os títulos antigos pelo “benchmark” da PIFCo, emitido em 6 de outubro de 2006, com cupom de 6,125% ao ano e vencimento em 2016. A liquidação da operação de troca de títulos ocorreu em 7 de fevereiro de 2007 e como resultado a PIFCo recebeu e aceitou ofertas no montante de US$399 (Valor face). Todos os títulos antigos recebidos na troca foram cancelados na mesma data e como conseqüência, a PIFCo emitiu Global Notes com vencimento em 2016 e cupom de 6,125% a.a., no valor de US$399, pagos semestralmente. Esses novos Notes constituem uma emissão única e fungível com os US$500 lançados em 6 de outubro de 2006, totalizando US$899 em títulos da emissão com vencimento em 2016. A PIFCo também pagou aos investidores o montante equivalente a US$56 como resultado da oferta para troca dos títulos. A tabela baixo resume o resultado da operação.

US$Milhões

Títulos antigos Taxa Juros Vencimento Principal após

Liquidação Total Aceito

para Troca Global Step-Up Notes 12,375% 2008 127 8Senior Notes 9,875% 2008 224 14Senior Notes 9,750% 2011 236 51Global Notes 9,125% 2013 374 124Global Notes 7,750% 2014 398 202 1.359 399



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26. Eventos Subseqüentes (Continuação)

(a) Global Notes (Continuação)

US$Milhões

Títulos novos Taxa Juros Vencimento Principal após

Liquidação Total Aceito

para Troca

Global Notes 6,125% 2016 899 399

899 399

(b) Locação da Usina Termelétrica a Gás de Araucária

A Petrobras comunicou em 3 de janeiro de 2007 que foram firmados dois contratos de locação e prestação de serviços com a UEG Araucária e COPEL. O primeiro contrato refere-se à locação da Usina Termelétrica a Gás de Araucária, firmando entre a Petrobras e UEG, com vigor até 31 de dezembro de 2007, podendo ser prorrogado por um período até 12 meses. O segundo contrato trata-se de prestação de serviços de operação e manutenção da UEG Araucária, firmado entre a Petrobras e a COPEL Geração, com vigor até 31 de dezembro de 2008, ou até o término do contrato de locação, o que ocorreu primeiro. Pelos dois contratos, será devida uma parcela fixa mensal de US$8,89 por MWh multiplicado pela potência (428,35 MW) e mais uma parcela variável mensal de US$15,54 por MWh, em função da efetiva energia gerada. Esses recursos são destinados a cobrir todos os custos e tributos devidos pela UEG. A assinatura desses contratos irá permitir uma melhor alocação do gás produzido para atender aos compromissos de lastro referentes à energia vendida pela Companhia.



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(c) Repactuação do plano PETROS Durante 2006 apresentamos aos empregados e aposentados participantes uma proposta de trazer equilíbrio para o Plano PETROS atual. Em 28 de fevereiro de 2007, a meta estabelecida de 2/3 (dois terços) dos participantes como o número mínimo de aceitação da repactuação foi atingida (ver Nota 16 (b)). O processo de renegociação consiste em mudar o regulamento do plano, particularmente os artigos relacionados à maneira pela qual os benefícios são reajustados, desvinculando os reajustes dos benefícios pagos a aposentados e pensionistas, dos aumentos de salário concedidos a funcionários ativos e aposentados do INSS. Os benefícios do Plano PETROS, desvinculados do salário de funcionários ativos e reajustes de aposentadorias do INSS e do plano de pensão, serão ajustados com base no IPCA (Índice de Preços ao Consumidor). O incentivo financeiro a ser concedido aos participantes, sejam funcionários ou aposentados, conforme negociado pelos representantes do sindicato de trabalhadores como uma contrapartida para a repactuação do Plano, totalizou US$425 e foi pago em março de 2007.



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(c) Repactuação do plano PETROS (Continuação)

A aprovação da proposta também abre caminho para obter acordos com as Representações Sindicais para liquidar e extinguir ações judiciais, particularmente a Ação Civil Pública com relação às questões de aposentadoria complementar do Sistema Petrobras. As solicitações que se referem aos itens a serem removidos das ações judiciais serão atendidas por meio do cálculo de seu valor atuarial e pagas pela Petrobras, em 20 anos, respeitando as condições de liquidez do plano.

(d) Aquisição do Grupo Ipiranga

Em 19 de março de 2007, Ultrapar Participações S.A. ("Ultrapar") celebrou, com a interveniência da Petróleo Brasileiro S.A. ("Petrobras") e Braskem S.A.("Braskem"), contrato, irrevogável e irretratável com os acionistas controladores da Refinaria de Petróleo Ipiranga S.A., Distribuidora de Produtos de Petróleo Ipiranga S.A e Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga, para a aquisição da totalidade das ações nestas empresas, incluindo ativos petroquímicos e de distribuição.

Após a conclusão da aquisição, os negócios do Grupo Ipiranga passarão a ser geridos por Petrobras, Ultrapar e Braskem. A Ultrapar deterá 100% dos ativos de distribuição de combustíveis e lubrificantes localizados nas regiões Sul e Sudeste, a Petrobras deterá 100% dos ativos de distribuição de combustíveis e lubrificantes localizados nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste, a Petrobras e a Braskem deterão os ativos petroquímicos na proporção de 60% e 40% respectivamente. Os ativos relacionados às operações de refino de petróleo serão compartilhados igualmente entre Petrobras, Ultrapar e Braskem.

A finalização da operação prevista para o quarto trimestre de 2007, está dividida em diversas etapas de aquisição e incorporação de ações, cancelamento de registro de Companhias abertas na CVM e segregação de ativos.

O valor total estimado da operação foi de aproximadamente US$4.0 bilhões, e a Petrobras pagará aproximadamente US$1.3 bilhões pela sua participação na operação, que está sendo apresentada ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica – CADE e à Secretaria de Direito Econômico – SDE para apreciação.


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS INFORMAÇÕES ADICIONAIS SOBRE AS ATIVIDADES DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS (NÃO AUDITADAS) Em milhões de dólares norte-americanos (exceto quando indicado o contrário)

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Esta seção contém informações adicionais sobre as atividades de exploração e produção de petróleo e gás da Companhia, em conformidade com o SFAS Nº 69 - Divulgações Sobre Atividades Relativas à Produção de Petróleo e Gás (“SFAS 69”). Os itens (i) a (iii) contêm informações sobre custos históricos de exploração, aquisição de propriedades e desenvolvimento, custos capitalizados e resultados das operações. Os itens (iv) e (v) contêm informações sobre as reservas provadas estimadas líquidas da Petrobras, valorização padronizada dos fluxos de caixa futuro descontado líquidos relativos às reservas provadas e mutações dos fluxos de caixa futuros descontados líquidos.

O Governo Federal iniciou em 1995 uma ampla reforma do sistema brasileiro de regulamentação do setor de petróleo e gás. Em 9 de novembro de 1995, a Constituição Federal brasileira foi modificada para autorizar a contratação pelo Governo Federal de outras empresas estatais ou mesmo do setor privado para prestar serviços referentes aos segmentos de exploração e produção (upstream) e de distribuição e revenda (downstream) da indústria brasileira de petróleo e gás, fazendo com que o exercício do monopólio estatal no setor fosse efetivamente retirado da Petrobras. Essa alteração foi introduzida pela Lei do Petróleo, que liberou o mercado de combustíveis no país a partir de 1º de janeiro de 2002.

A Lei do Petróleo prevê o estabelecimento de uma nova estrutura de regulamentação que termina com o monopólio da Petrobras e possibilita a concorrência em todos os aspectos do setor brasileiro de petróleo e gás. Segundo a Lei do Petróleo, a Petrobras é detentora do direito exclusivo de explorar reservas de petróleo pelo período de 27 anos em todos os campos já em produção. Contudo, a Lei do Petróleo estabeleceu uma estrutura de procedimentos para que a Petrobras requeira direitos de exploração exclusivos (e, em caso de sucesso, também de desenvolvimento) durante o período de até três anos em relação às áreas onde a Companhia comprove a existência de campos prospectivos. Para requerer o direito de explorar e desenvolver essas áreas, a Companhia teve que comprovar a capacidade financeira requerida para essas atividades considerando-se apenas recursos próprios ou juntamente com financiamentos ou parcerias. A denominação “Internacional” inclui as atividades na Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, México, Nigéria, Peru, Estados Unidos da América, Venezuela, Irã, Líbia e Tanzânia. A Companhia não possui empresas não consolidadas que estejam materialmente envolvidas em atividades de exploração e produção. Os valores relacionados a tais empresas estão incluídos como “participação da Companhia em subsidiárias não consolidadas”.



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(i) Custos capitalizados relativos às atividades de produção de petróleo e gás

A tabela a seguir apresenta o resumo dos custos capitalizados referentes às atividades de exploração e produção de petróleo e gás, juntamente com as correspondentes depreciação, exaustão e amortização acumuladas, e provisões para abandono:

Em 31 de dezembro de 2006 Brasil Internacional Total

Reservas de petróleo e gás não provadas 683 1.371 2.054 Reservas de petróleo e gás provadas 23.967 4.240 28.207 Equipamentos de suporte 13.851 454 14.305 Custos capitalizados 38.501 6.065 44.566 Depreciação e exaustão (14.979) (1.902) (16.881) 23.522 4.163 27.685 Imobilizado em curso 10.457 273 10.730 33.979 4.436 38.415 Participação proporcional nos custos líquidos capitalizados de companhias controladas em conjunto - 224 224 Custos capitalizados, líquidos 33.979 4.660 38.639



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(i) Custos capitalizados relativos às atividades de produção de petróleo e gás (Continuação)


Reservas de petróleo e gás não provadas 1.340 721 2.061 Reservas de petróleo e gás provadas 18.734 4.374 23.108 Equipamentos de suporte 10.755 1.034 11.789 Custos capitalizados 30.829 6.129 36.958 Depreciação e exaustão (14.378) (2.463) (16.841) 16.451 3.666 20.117 Imobilizado em curso 9.418 135 9.553 Custos capitalizados, líquidos 25.869 3.801 29.670

(ii) Custos incorridos na aquisição de campos para exploração de petróleo e gás e em

atividades de exploração e desenvolvimento

Os custos incorridos incluem despesas levadas ao resultado e valores capitalizados, conforme demonstrado abaixo:


Aquisição de campos com reservas - 86 86 não provadas 38 630 668 Custos de exploração 1.752 430 2.182 Custos de desenvolvimento 6.022 817 6.839

7.812 1.963 9.775 Participação proporcional nos custos líquidos capitalizados de companhias controladas em conjunto

- 24 24

7.812 1.987 9.799



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(ii) Custos incorridos na aquisição de campos para exploração de petróleo e gás e em atividades de exploração e desenvolvimento (Continuação)


Aquisição de campos com reservas não provadas 220 126 346 Custos de exploração 1.741 420 2.161 Custos de desenvolvimento 4.687 647 5.334 6.648 1.193 7.841


Aquisição de campos com reservas não provadas 156 17 173 Custos de exploração 1.003 250 1.253 Custos de desenvolvimento 3.591 404 3.995 4.750 671 5.421

(iii) Resultado das atividades de produção de petróleo e gás O resultado das operações da Companhia referente às atividades de produção de petróleo e gás para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 está apresentado na tabela a seguir. A Companhia transfere basicamente toda a sua produção nacional de petróleo bruto e gás para o seu segmento de abastecimento no Brasil. Os preços calculados através da metodologia adotada pela Companhia não são indicativos do preço que a Companhia poderia conseguir pelo produto se o mesmo fosse comercializado em um mercado à vista não regulamentado. Além disso, os preços calculados através dessa metodologia também não são indicativos dos preços a serem obtidos pela Companhia depois de 1º de janeiro de 2002, quando a desregulamentação total dos preços do petróleo começou. Os preços adotados para gás são aqueles passíveis de serem obtidos em contratos com terceiros.



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(iii) Resultado das atividades de produção de petróleo e gás (Continuação) O resultado das operações da Companhia referente às atividades de produção de petróleo e gás para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 está apresentado na tabela a seguir. A Companhia transfere basicamente toda a sua produção nacional de petróleo bruto e gás para o seu segmento de abastecimento no Brasil. Os preços calculados através da metodologia adotada pela Companhia não são indicativos do preço que a Companhia poderia conseguir pelo produto se o mesmo fosse comercializado em um mercado à vista não regulamentado. Além disso, os preços calculados através dessa metodologia também não são indicativos dos preços a serem obtidos pela Companhia depois de 1º de janeiro de 2002, quando a desregulamentação total dos preços do petróleo começou. Os preços adotados para gás são aqueles passíveis de serem obtidos em contratos com terceiros.

Os custos de produção são aqueles incorridos para operar e manter poços em produção e os correspondentes equipamentos e instalações, os quais incluem custos de mão-de-obra, de materiais, suprimentos, combustível consumido nas operações e o custo de operação de unidades de produção de gás natural. Os custos de produção incluem também despesas administrativas e depreciação e amortização de equipamentos relativos às atividades de produção.

As despesas de exploração incluem os custos de atividades geológicas e geofísicas e de poços de exploração não produtivos. As despesas de depreciação e amortização referem-se aos ativos empregados nas atividades de exploração e de desenvolvimento. Segundo o SFAS Nº 69, o imposto de renda e a contribuição social são calculados utilizando-se as alíquotas oficiais, considerando as deduções permitidas. Despesas e receitas financeiras não foram contempladas nos resultados abaixo.



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(iii) Resultado das atividades de produção de petróleo e gás (Continuação)


Receita operacional líquida: Vendas a terceiros 3.351 684 4.035 Intersegmentos (1) 31.171 1.830 33.001 34.522 2.514 37.036 Custos de produção (2) (11.761) (949) (12.710) Despesas de exploração (501) (434) (935) Depreciação, exaustão e amortização (2.166) (309) (2.475) Perda de valor na recuperação de ativos de produção de petróleo e gás (20) (1) (21) Outras despesas operacionais (22) (3) (25) Resultado antes do imposto de renda 20.052 818 20.870 Despesa de imposto de renda (6.818) (279) (7.097) 13.234 539 13.773 Participação proporcional nos resultados das atividades produtivas

de empresas não consolidadas - 20 20

Resultado do exercício (líquido de despesas corporativas e de juros) 13.234 559 13.793


Receita operacional líquida: Vendas a terceiros 1.874 920 2.794 Intersegmentos (1) 25.997 1.476 27.473

27.871 2.396 30.267 Custos de produção (2) (10.342) (665) (11.007) Despesas de exploração (871) (142) (1.013) Depreciação, exaustão e amortização (1.571) (360) (1.931) Perda de valor na recuperação de ativos de produção de petróleo e gás (11) (134) (145) Outras despesas operacionais (29) - (29) Resultado antes do imposto de renda 15.047 1.095 16.142 Despesa de imposto de renda (5.116) (372) (5.488) Resultado do exercício (líquido de despesas corporativas e de juros) 9. 931 723 10.654



F-177

(iii) Resultado das atividades de produção de petróleo e gás (Continuação)


Receita operacional líquida: Vendas a terceiros 2.308 713 3.021 Intersegmentos (1) 16.001 1.087 17.088 18.309 1.800 20.109

Custos de produção (2) (6.771) (461) (7.232) Despesas de exploração (418) (195) (613) Depreciação, exaustão e amortização (1.322) (327) (1.649) Perda de valor na recuperação de ativos de produção de petróleo e gás (51)

- (51)

Outras despesas operacionais (41) (64) (105)

Resultado antes do imposto de renda 9.706 753 10.459 Despesa de imposto de renda (3.396) (278) (3.674)

Resultado do exercício (líquido de despesas corporativas e de juros) 6.310 475 6.785

(1) Não inclui US$1.216 (US$953 para 2005) relativos a atividades de prospecção de campos para os quais a

Petrobras não é capaz de determinar a quantidade da reserva. Este valor está incluído nas receitas operacionais da Petrobras, no montante de US$35.738 (US$28.824 para 2005), referentes ao segmento E&P Brasil (Nota 23).

(2) Não inclui US$1.873 (US$985 para 2005) relativos a atividades de prospecção de campos para os quais a

Petrobras não é capaz de determinar a quantidade da reserva. Este valor, relacionado principalmente ao volume de gás, está incluído no custo de vendas da Petrobras, no montante de US$13.634 (US$11.327 para 2005), referente ao segmento E&P Brasil (Ver Nota 23).



F-178

(iv) Informações sobre reservas As reservas de petróleo e gás provadas líquidas estimadas pela Companhia e os correspondentes ajustes para 2006, 2005 e 2004 estão apresentados na tabela a seguir. As reservas provadas foram estimadas por engenheiros especialistas da Companhia, em conformidade com os conceitos de reservas definidos pela “Securities and Exchange Commission”. As reservas de petróleo e gás comprovadas correspondem às quantidades estimadas de petróleo bruto, gás natural e gás liqüefeito com base em dados geológicos e de engenharia com razoável certeza de poderem ser extraídas no futuro de reservatórios conhecidos, sob as condições econômicas e operacionais existentes. As reservas provadas não incluem quantidades adicionais que podem ser recuperáveis após o período de concessão ou contrato ou que derivem de extensões das áreas de reservas provadas, ou da aplicação de processos de extração secundários ou terciários que não tenham ainda sido testados e considerados economicamente viáveis. As reservas provadas desenvolvidas correspondem à quantidade que se espera extrair de poços existentes com os equipamentos e métodos operacionais existentes. As reservas provadas não desenvolvidas correspondem ao volume que se espera extrair em função de investimentos futuros em perfuração, em equipamentos adicionais em poços existentes e na implementação de instalações necessárias à extração dessas reservas. Em alguns casos, há a necessidade de investimentos substanciais em novos poços e equipamentos para extração dessas reservas provadas. Devido às incertezas inerentes e aos dados limitados sobre as reservas, as estimativas das reservas estão sujeitas a ajustes à medida que se obtém conhecimento de novas informações.



F-179

(iv) Informações sobre reservas (Continuação)

Um resumo dos ajustes anuais de reservas provadas de petróleo bruto e gás pode ser apresentado como segue:

Petróleo bruto (milhões de barris) Gás (bilhões de pés cúbicos) Brasil Internacional Total Brasil Internacional Total

Total de reservas provadas desenvolvidas e não desenvolvidas

Reservas em 31 de dezembro de 2003 9.051,4 720,7 (1) 9.772,1 8.111,4 3.090,9 (1) 11.202,3

Revisões de estimativas anteriores (414.9) (18,8) (433,7) (262,1) 276,4 14,3 Aprimoramento no processo de extração 50,2 13,2 63,4 13,2 26,8 40,0 Extensões e descobertas 1.079,1 47,4 1.126,5 569,4 89,7 659,1 Aquisição de reservas - PEPSA - 0,6 0,6 - 18,5 18,5 Produção no ano (522,4) (61,1) (583,5) (477,6) (209,5) (687,1)

Reservas em 31 de dezembro de 2004 9.243,4 702,0 (1) 9.945,4 7.954,3 3.292,8 (1) 11.247,1

Revisões de estimativas anteriores 123,0 0,5 123,5 842,4 (32,6) 809,8 Aprimoramento no processo de extração 1,1 (9,4) (8,3) 6,9 0,2 7,1 Extensões e descobertas 250,9 47,8 298,7 990,0 38,6 1.028,6 Produção no ano (584,5) (58,8) (643,3) (529,8) (210,9) (740,7)

Reservas em 31 de dezembro de 2005 9.033,9 682,1 (1) 9.716,0 9.263,8 3.088,1 (1) 12.351,9 Perda da participação de reservas de empresas não consolidadas na Venezuela

-

(240,5) (240,5) - (171,2) (171,2)

Revisões de estimativas anteriores 463,4 (15,3) 448.1 322,1 (459,2) (137,1) Aprimoramento no processo de extração 6,9 6,7 13,6 7,6 9,9 17,5 Aquisição de reservas 0,9 8,9 9,8 45,7 16,0 61,7

Venda de reservas - (4,5) (4,5) - - -

Extensões e descobertas 112,8 21,4 134,2 320,6 65,2 385,8 Produção no ano (616,0) (42,6) (658,6) (532,9) (209,8) (742,7) Reservas em 31 de dezembro de 2006 9.001,9 416,2 (1) 9.418,1 9.426,9 2.339,0 (1) 11.765,9 Participação proporcional em reservas líquidas

provadas desenvolvidas e não desenvolvidas de empresas não consolidadas

- 65,7 65,7 - 77,3 77,3

Reservas provadas desenvolvidas líquidas Em janeiro de 2003 3.912,9 94,7 4.007.6 3.892.5 2.043.9 5.936.4 Em 31 de dezembro de 2003 3.629,5 404,1 4.033.6 4.398.1 2.548.4 6.946.5 Em 31 de dezembro de 2004 4.129,8 383,1 4.512.9 4.427.6 2.495.2 6.922.8 Em 31 de dezembro de 2005 4.071,7 365,9 4.437.6 4.088.8 2.333.7 6.422.5 Em 31 de dezembro de 2006 3.987,7 232,9 4.220,6 4.115.4 1.758,0 5.873,4 Participação proporcional em reservas líquidas

provadas de empresas não consolidadas

- 36,7 36,7 - 43,1 43,1

(1) Inclui reservas de 134,0 milhões de barris de petróleo e 504,8 bilhões de pés cúbicos de gás em 2006 (222,8 milhões de barris de petróleo e

550,6 bilhões de pés cúbicos de gás em 2005; e 228,6 milhões de barris de petróleo e 445,6 bilhões de pés cúbicos de gás em 2004) correspondentes a uma participação minoritária de 41,38% na PEPSA, empresa incluída da consolidação da Petrobras.



F-180

(iv) Informações sobre reservas (Continuação)

A redução em reservas está relacionada às revisões de estimativas anteriores devido às novas nacionalizações ocorridas durante 2006 na Bolívia e na Venezuela. A nova regulamentação na Venezuela reduziu nossas reservas, uma vez que a PDVSA transformou-se na principal controladora dos campos operados por companhias privadas. Na Bolívia, devido às novas regulamentações governamentais, ocorreu um decréscimo das reservas. Na Nigéria, o consórcio responsável pelo campo de Akpo foi constituído pela TOTAL, Petrobras e uma empresa privada nigeriana chamada SAPETRO. O contrato firmado por estas empresas estabeleceu que a TOTAL e a Petrobras carregariam o custo do investimento junto a terceiros e seriam compensadas com a produção/reservas futuras da SAPETRO.

Durante 2006, a SAPETRO vendeu sua participação para uma companhia de petróleo chinesa e, como parte desse acordo, a Petrobras e a TOTAL foram reembolsadas pelo valor investido até o momento.



F-181

(v) Valorização padronizada dos fluxos de caixa futuros descontados líquido referentes a quantidades provadas de petróleo e gás e os correspondentes ajustes

A valorização padronizada dos fluxos de caixa líquidos futuros descontados referentes às referidas reservas de petróleo e gás provadas é feita em conformidade com o SFAS Nº 69. As entradas de caixa futuras estimadas de atividades de produção no Brasil são apuradas através da aplicação dos preços no final do exercício, apurados segundo a metodologia de determinação de preços de petróleo e gás da Companhia, pelas quantidades estimadas das reservas provadas líquidas no fim do exercício. As entradas de caixa futuras estimadas de atividades de produção relativas ao segmento internacional são apuradas através da aplicação dos preços no final do exercício para petróleo e gás às quantidades das reservas estimadas provadas líquidas, também ao final do exercício. As variações nos preços futuros se limitam às variações previstas em contratos existentes no fim de cada exercício. Os custos de desenvolvimento e produção futuros correspondem aos dispêndios futuros estimados necessários para desenvolver e extrair as reservas provadas estimadas no fim do exercício com base em indicadores de custo no fim do exercício, assumindo continuidade das condições econômicas no fim do exercício. A estimativa de imposto de renda e contribuição social futuros é calculada utilizando as alíquotas oficiais em vigor no fim do exercício. Essas alíquotas refletem deduções permitidas sendo aplicadas aos fluxos de caixa futuros líquidos estimados antes da tributação, menos a base fiscal dos ativos referentes. Os fluxos de caixa futuros descontados líquidos são calculados utilizando fatores de desconto de 10%. Esse desconto requer estimativa ano a ano a partir do momento em que os dispêndios futuros serão incorridos e quando as reservas serão extraídas.



F-182

(v) Valorização padronizada dos fluxos de caixa futuros descontados líquido referentes a quantidades provadas de petróleo e gás e os correspondentes ajustes (Continuação)

As informações apresentadas não representam a estimativa da administração da Petrobras dos fluxos de caixa futuros esperados ou o valor das reservas de petróleo e gás provadas. Estimativas de quantidades de reservas provadas são imprecisas e estão sujeitas a ajustes à medida que se toma conhecimento de novas informações. As reservas prováveis e possíveis, que podem vir a ser provadas no futuro, são excluídas desses cálculos.

A avaliação arbitrária determinada pelo SFAS Nº 69 requer a adoção de premissas em relação à época e ao valor dos custos de desenvolvimento e produção futuros. Os cálculos são feitos para 31 de dezembro de cada exercício e não devem ser utilizados como indicativos dos fluxos de caixa futuros da Petrobras ou o valor das suas reservas de petróleo e gás.



F-183

(v) Valorização padronizada dos fluxos de caixa futuros descontados líquido referentes a quantidades provadas de petróleo e gás e os correspondentes ajustes (Continuação)

Brasil Internacional Total Em 31 de dezembro de 2006 Fluxos de caixa futuros

477.051 24.691 501.742 Custos de produção futuros

(175.483) (5.726) (181.209) Custos de desenvolvimento futuros

(30.185) (2.679) (32.864) ‘ Despesa futura de imposto de renda

(93.914) (7.051) (100.965) Fluxos de caixa líquidos futuros não descontados 177.469 9.235 186.704 Desconto anual de 10% dos fluxos de caixa estimados (83.582) (3.566) (87.148) Cálculo padrão dos fluxos de caixa líquidos futuros descontados 93.887 5.669 99.556 Cálculo padronizado do fluxo de caixa futuro descontado líquido relativo às participações da Companhia em empresas não consolidadas

- 472 472

Em 31 de dezembro de 2005 Fluxos de caixa futuros 496.355 36.014 532.369 Custos de produção futuros (170.638) (7.339) (177.977) Custos de desenvolvimento futuros (25.934) (2.946) (28.880) Despesa futura de imposto de renda (103.726) (10.929) (114.655) Fluxos de caixa líquidos futuros não descontados 196.057 14.800 210.857 Desconto anual de 10% dos fluxos de caixa estimados (95.580) (5.962) (101.542) Participação da Companhia através de empresas Não consolidadas - 61 61 Cálculo padrão dos fluxos de caixa líquidos futuros descontados 100.477 8.899 * 109.376 Em 31 de dezembro de 2004 Fluxos de caixa futuros 366.045 24.222 390.267 Custos de produção futuros (131.090) (4.003) (135.093) Custos de desenvolvimento futuros (19.315) (2.224) (21.539) Despesa futura de imposto de renda (74.758) (5.889) (80.647) Fluxos de caixa futuros líquidos não descontados 140.882 12.106 152.988 Desconto anual de 10% dos fluxos de caixa estimados (69.397) (5.423) (74.820) Participação da Companhia através de empresas Não consolidadas - 121 121 Cálculo padrão dos fluxos de caixa futuros líquidos descontados 71.485 6.804 * 78.289

(*) Inclui US$1.338 em 2006 (US$2.379 em 2005 e US$1.774 em 2004) correspondentes a uma participação minoritária de

41,38% na PEPSA, empresa incluída da consolidação da Petrobras.



F-184

(v) Valorização padronizada dos fluxos de caixa líquidos futuros descontados referentes a quantidades provadas de petróleo e gás e os correspondentes ajuste (Continuação)

São as seguintes as principais origens das mudanças no cálculo padrão dos fluxos de caixa líquidos descontados:

Brasil Internacional Total 2006 2005 2004 2006 2005 2004 2006 2005 2004

Em 1º de janeiro 100.477 71.485 35.522 8.899 6.804 5.297 109.376 78.289 40.819 Vendas e transferências de petróleo e gás. Líquidas de custos de produção (22.761) (17.529) (11.538) (1.505) (1.731) (1.339) (24.266) (19.260) (12.877) Custos de desenvolvimento incorridos 6.022 4.686 3.591 817 647 404 6.839 5.333 3.995

Aquisição de reservas - - - 101 - 73 101 - 73 Venda de reservas - - - (105) - - (105) - - Extensões. descobertas e aprimoramento no processo de extração. menos custos relativos 2.509 6.599 12.881 494 554 1.015 3.003 7.153 13.896 Perda na participação de reservas de

empresas não consolidadas na Venezuela - - - (1.305) - - (1.305) - -

Revisões de quantidades anteriormente estimadas 10.373 4.156 (4.892) (1.825) 92 (58) 8.548 4.248 (4.950) Variação líquida de preços e custos de produção (12.698) 48.525 51.115 (976) 4.981 2.042 (13.674) 53.506 53.157 Variação nos custos de desenvolvimento futuros (5.274) (9.405) (292) (749) (658) (504) (6.023) (10.063) (796) Acréscimo de desconto 10.048 7.148 3.552 1.006 994 739 11.054 8.142 4.291 Variação líquida de imposto de renda e contribuição social 5.191 (15.188) (18.454) 817 (2.784) (865) 6.008 (17.972) (19.319)

Em 31 de dezembro 93.887 100.477 71.485 5.669 8.899 6.804 99.556 109.376 78.289

Cálculo padronizado do fluxo de caixa futuro descontado líquido relativo às participações da Companhia em empresas não consolidadas

472 472

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY (Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS) Demonstrações contábeis consolidadas Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 com Parecer dos Auditores Independentes Registrados no PCAOB (Tradução livre do original em inglês)

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY E CONTROLADAS

(Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS)

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004

Índice

Parecer dos Auditores Independentes Registrados no PCAOB, KPMG...............F-185 - 186 Parecer dos Auditores Independentes Registrados no PCAOB, Ernst & Young ...........F-187 Demonstrações Contábeis Auditadas Balanços Patrimoniais Consolidados ....................................................................F-188 - 189 Demonstrações Consolidadas do Resultado...................................................................F-190 Demonstrações Consolidadas do (Passivo a Descoberto) / das Mutações do Patrimônio Líquido.........................................................................................................F-191 Demonstrações Consolidadas dos Fluxos de Caixa ..............................................F-192 - 193 Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis ..................................................F-194 - 211

F-185

Parecer dos auditores independentes registrados no PCAOB (*)


À Diretoria Executiva e ao Acionista da Petrobras International Finance Company: Auditamos o balanço patrimonial consolidado da Petrobras International Finance Company (e subsidiárias) em 31 de dezembro de 2006, e as respectivas demonstrações consolidadas de resultado, do passivo a descoberto e dos fluxos de caixa para o exercício findo em 31 de dezembro de 2006. Também auditamos a avaliação da administração, incluída no Relatório da Administração sobre controles internos referente ao processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis (ICOFR), de que a Petrobras International Finance Company (e subsidiárias) manteve controle efetivo sobre as demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2006, com base no critério estabelecido em Controle Interno - Estrutura Integrada emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora da Comissão de Treadway (COSO). A administração da Petrobras International Finance Company é responsável por essas demonstrações contábeis consolidadas, por manter controle interno efetivo sobre as demonstrações contábeis, e pela avaliação da efetividade do controle interno sobre as demonstrações contábeis. Nossa responsabilidade é expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis consolidadas, uma opinião sobre avaliação da administração, e uma opinião sobre a efetividade dos controles internos da Companhia sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis com base em nossa auditoria. Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas do Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB - Public Company Accounting Oversight Board). Estas normas requerem que uma auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis não contêm erros materiais e de que os controles internos sobre as demonstrações contábeis são efetivos em todos os aspectos materiais. Nossa auditoria das demonstrações contábeis compreende ainda a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados nas demonstrações contábeis, a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Nossa auditoria sobre os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis incluem obter um entendimento dos controles internos sobre demonstrações contábeis, analise da avaliação da administração, teste e avaliação do desenho e da efetividade operacional dos controles internos, e realização de outros procedimentos que consideramos necessários nas circunstâncias. Acreditamos que nossas auditorias proporcionam uma base adequada para emitirmos nossa opinião.

F-186

O processo de controles internos sobre as demonstrações contábeis de uma companhia é elaborado para garantir segurança razoável quanto à confiabilidade das demonstrações contábeis e sua preparação para fins externos de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações de contábeis incluem aquelas políticas e procedimentos que (1) se referem à manutenção dos registros que, com detalhe razoável, refletem com exatidão e satisfatoriamente as transações e vendas dos ativos; (2) forneçam segurança razoável de que as transações são registradas conforme necessário para permitir a preparação das demonstrações contábeis de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos, e que recebimentos e gastos vêm sendo feitos somente com autorizações da administração e seus diretores; e (3) forneçam segurança razoável relativa à prevenção ou a detecção oportuna da aquisição, uso, ou venda não autorizada dos ativos que possam ter um efeito significativo sobre as demonstrações contábeis. Devido às suas limitações inerentes, os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis podem não evitar ou detectar erros. Além disso, projeções de qualquer avaliação de efetividade para futuros períodos estão sujeitas ao risco de que os controles possam tornar-se inadequados devido a mudanças nas condições, ou devido ao fato de que o grau de conformidade com as políticas e procedimentos possa diminuir. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas referidas anteriormente representam, adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da Petrobras International Finance Company em 31 de dezembro de 2006, e os resultados de suas operações e seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos EUA. Também, em nossa opinião, a avaliação da administração de que a Petrobras International Finance Company manteve controles internos efetivos sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2006, está adequadamente apresentada, em todos os aspectos relevantes, com base no critério estabelecido em Controle Interno-Estrutura Integrada emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora da Comissão de Treadway (COSO). Adicionalmente, em nossa opinião, a Petrobras International Finance Company manteve, em todos os aspectos relevantes, controles internos efetivos sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2006, com base no critério estabelecido em Controle Interno-Estrutura Integrada emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora da Comissão de Treadway (COSO).

KPMG Auditores Independentes

Rio de Janeiro, Brasil 2 de abril de 2007 (*) Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB – Public Company Accounting Oversight Board)

F-187

Tradução livre do original em inglês

PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES REGISTRADOS NO PCAOB (*) À Diretoria Executiva e ao Acionista da PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY Examinamos o balanço patrimonial consolidado da PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY e suas subsidiárias levantado em 31 de dezembro de 2005, e as respectivas demonstrações consolidadas dos resultados, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa correspondentes a cada um dos dois exercícios findos no período de 31 de dezembro de 2005, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em nossos exames. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas do Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB – Public Company Accounting Oversight Board). Estas normas requerem que uma auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis não contêm erros materiais. Não fomos contratados para conduzir uma auditoria sobre a estrutura de controle interno da Companhia em relação a preparação e emissão de relatórios financeiros. Nossos exames consideraram esta estrutura de controle interno apenas como base para a definição dos procedimentos de auditoria adequados às circunstâncias, e não com o objetivo de emitir um parecer sobre a eficácia desta estrutura de controle interno. Consequentemente, não emitimos tal parecer. Uma auditoria compreende ainda a constatação, com base em testes, das evidências que suportam os valores e as informações divulgados nas demonstrações contábeis, a avaliação das práticas e estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Acreditamos que nossa auditoria proporciona uma base adequada para emitirmos este parecer. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira consolidada da PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY e suas subsidiárias em 31 de dezembro de 2005, e os resultados consolidados de suas operações e os seus fluxos de caixa referentes a cada um dos dois exercícios findos no período de 31 de dezembro de 2005, de acordo com as práticas contábeis adotadas nos Estados Unidos da América.

ERNST & YOUNG

Auditores Independentes S/S

Paulo José Machado Sócio

Rio de Janeiro, Brasil 17 de Fevereiro de 2006 (*) Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB – Public Company Accounting Oversight Board)

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY E CONTROLADAS (Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS) BALANÇOS PATRIMONIAIS CONSOLIDADOS Em 31 de dezembro de 2006 e 2005 (Em milhares de dólares norte-americanos)

Veja as notas explicativas às demonstrações contábeis.

F-188

Ativo 2006 2005 Ativo circulante Disponibilidades 510,812 230,745 Títulos e valores mobiliários 645,278 82,923 Contas a receber Partes relacionadas 10,658,905 8,681,075 Outros 835,437 212,703 Títulos a receber - partes relacionadas 6,114,651 3,329,336

Estoques 262,720 195,935 Pagamento antecipado de exportação – partes relacionadas 67,785 414,505 Depósitos vinculados a garantias e outros 145,732 94,700

19,241,320 13,241,922

Imobilizado 700 384 Outros ativos

Títulos e valores mobiliários 1,151,588 2,165,718 Títulos a receber - partes relacionadas 239,709 579,960

Pagamento antecipado de exportação – partes relacionadas 464,380 529,420 Depósitos vinculados a garantias e despesas antecipadas 223,618 231,544

2,079,295 3,506,642

Total do ativo 21,321,315 16,748,948

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY E CONTROLADAS (Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS) BALANÇOS PATRIMONIAIS CONSOLIDADOS Em 31 de dezembro de 2006 e 2005 (Em milhares de dólares norte-americanos, exceto números de ações e valor por ação)


F-189

Passivo e (passivo a descoberto) / patrimônio líquido 2006 2005 Passivo circulante Contas a pagar Partes Relacionadas 1,142,848 950,732 Outros 1,121,986 616,076 Títulos a pagar - partes relacionadas 5,386,759 4,346,139 Financiamentos a curto prazo 148,447 339,503 Parcela corrente dos financiamentos de longo prazo 1,057,438 551,628 Juros provisionados 97,865 107,710 Receitas diferidas - partes relacionadas 248,688 176,481 Outros passivos circulantes 60,199 10,169 9,264,230 7,098,438 Passivo não-circulante Financiamentos a longo prazo 4,640,134 5,908,416 Títulos a pagar - partes relacionadas 7,441,701 3,734,112 12,081,835 9,642,528 (Passivo a descoberto) / Patrimônio líquido Ações autorizadas e emitidas Ações ordinárias - 2006 – 300.050.000 ações e 2005 – 50.000 ações com valor nominal de US$ 1 300,050 50 Capital integralizado adicional 53,926 173,926 Prejuízos acumulados (376,519) (165,994) Outros resultados abrangentes acumulados Perda no hedge de fluxo de caixa (2,207) - (24,750) 7,982 Total do passivo e do (passivo a descoberto) / patrimônio líquido 21,321,315 16,748,948

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY E CONTROLADAS (Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS) DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DO RESULTADO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhares de dólares norte-americanos)


F-190

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 2005 2004 Vendas de petróleo bruto, produtos derivados de petróleo e

prestação de serviços Partes relacionadas 14,236,511 13,974,381 10,118,356 Outras 7,833,263 3,161,764 2,237,216

22,069,774 17,136,145 12,355,572 Despesas operacionais: Custo de vendas Partes relacionadas (8,121,994) (7,780,293) (4,391,285) Outras (13,778,560) (9,203,008) (7,844,699) Despesas com vendas, gerais e administrativas Partes relacionadas (189,667) (158,075) (98,700) Outras (17,678) (7,647) (1,129)

(22,107,899) (17,149,023) (12,335,813) Receitas (despesas) operacionais (38,125) (12,878) 19,759 Receita financeira Partes relacionadas 999,204 765,507 568,566 Outras 285,994 218,479 110,233 1,285,198 983,986 678,799 Despesa financeira Partes relacionadas (722,434) (409,822) (169,039) Outras (735,332) (589,088) (592,207) (1,457,766) (998,910) (761,246) Outras receitas líquidas Partes relacionadas - - (525) Outras 168 46 4,110 168 46 3,585 Prejuízo do exercício (210,525) (27,756) (59,103)

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY E CONTROLADAS (Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS) DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DO (PASSIVO A DESCOBERTO) / DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhares de dólares norte-americanos)


F-191

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 2005 2004 Ações ordinárias Saldo em 1o de janeiro 50 50 50 Aumento de capital 300,000 - - Saldo no final do exercício 300,050 50 50 Capital integralizado adicional Saldo em 1o de janeiro 173,926 173,926 173,926 Adiantamento para aumento de capital (120,000) - - Saldo no final do exercício 53,926 173,926 173,926 Prejuízo acumulado Saldo em 1o de janeiro (165,994) (138,238) (79,135) Prejuízo do exercício (210,525) (27,756) (59,103) Saldo no final do exercício (376,519) (165,994) (138,238) Outros resultados abrangentes acumulados Perda no hedge de fluxo de caixa Saldo em 1o de janeiro - - - Redução no exercício (2,207) - - Saldo no final do exercício (2,207) - - Total do (passivo a descoberto) / patrimônio líquido (24,750)

7,982 35,738

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY E CONTROLADAS (Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS) DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DOS FLUXOS DE CAIXA Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhares de dólares norte-americanos)


F-192

Exercícios findos em 31 de dezembro 2006 2005 2004 Fluxo de caixa proveniente de atividades operacionais Prejuízo do exercício (210,525) (27,756) (59,103) Ajustes para conciliação do prejuízo com o caixa líquido utilizado na atividade operacional Depreciação, amortização de despesas pagas antecipadamente e

amortização 20,725 10,150 5,198 Redução (aumento) de ativos Contas a receber Partes relacionadas (1,977,830) (893,006) (2,723,597) Outros (622,734) (59,079) (44,209) Pagamento antecipado de exportação - partes relacionadas 411,760 470,754 64,652 Outros ativos (242,283) (221,863) (232,637) Aumento (redução) de passivos Contas a pagar Partes relacionadas 192,116 388,593 291,189 Outros 505,910 48,999 218,048 Outros passivos (44,551) 277,318 158,501 Recursos líquidos utilizados na atividade operacional (1,967,412) (5,890) (2,321,958) Fluxo de caixa proveniente de atividades de investimento Títulos e valores mobiliários, líquidos 451,775 (383,826) (1,248,984) Emissão de títulos a receber – partes relacionadas (8,858,270) (5,114,060) (2,042,177) Recebimento do principal de títulos - partes relacionadas 6,515,911 3,226,935 1,885,407 Imobilizado (460) (19) (488) Recursos líquidos utilizados em atividades de investimento (1,891,044) (2,270,970) (1,406,242) Fluxo de caixa proveniente de atividades de financiamento Financiamentos de curto prazo, líquidos de emissões e pagamentos (191,056) (116,654) (396,233) Recursos oriundos da emissão de financiamentos de longo prazo 982,280 695,000 1,106,887 Pagamentos do principal de financiamentos de longo prazo (1,731,726) (602,410) (465,208) Recursos oriundos de empréstimos de curto prazo - partes

relacionadas 15,695,993 8,757,712 6,618,032 Pagamentos do principal de empréstimos de curto prazo - partes

relacionadas (17,964,891) (7,333,327) (6,245,614) Recursos oriundos de empréstimos de longo prazo - partes

relacionadas 7,347,923 - 3,553,452 Recursos líquidos gerados por atividades de financiamento 4,138,523 1,400,321 4,171,316 Aumento (redução) de disponibilidades 280,067 (876,539) 443,116 Disponibilidade no início do exercício 230,745 1,107,284 664,168 Disponibilidade no fim do exercício 510,812 230,745 1,107,284

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY E CONTROLADAS (Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS) DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DOS FLUXOS DE CAIXA Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004 (Em milhares de dólares norte-americanos)


F-193

Exercícios findos em 31 de dezembro 2006 2005 2004 Informações adicionais à demonstração do fluxo de caixa: Valores pagos durante o exercício a título de Juros 1,371,169 727,739 583,769 Impostos sobre a renda 113 120 157 Atividades de investimento e financiamento que não envolvem desembolso de caixa

Aumento de capital através de mútuos passivos 180,000 Cancelamento de “Senior Exchangeable Notes” emitidos em troca de empréstimos da PETROBRAS (Nota 8) 8,476

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY E CONTROLADAS (Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS) NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS (Em milhares de dólares norte-americanos)

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1. A Companhia e suas Operações

A Petrobras International Finance Company - PIFCo, sediada nas Ilhas Cayman, foi constituída em 24 de setembro de 1997 como subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS.

O principal objetivo da Petrobras International Finance Company e suas controladas (coletivamente denominadas “PIFCo” ou a “Companhia”) consiste em adquirir de terceiros petróleo e produtos derivados de petróleo e vendê-los, acrescidos de “spread”, à PETROBRAS, que possui prazo maior para pagamento à Companhia. Assim, as atividades e transações realizadas entre as companhias, bem como a posição financeira e o resultado operacional da PIFCo, são afetados pelas decisões tomadas pela PETROBRAS. Além dessas atividades, porém em menor grau, a Companhia também vende petróleo e produtos derivados de petróleo a terceiros. A PIFCo também atua na captação de empréstimos em mercados de capital internacionais, como parte da estratégia financeira e operacional da PETROBRAS.

Segue abaixo uma breve descrição de cada uma das controladas integrais da Companhia: PETROBRAS FINANCE LIMITED

A PETROBRAS FINANCE LIMITED (PFL), sediada nas Ilhas Cayman, adquire óleo combustível da PETROBRAS e vende esses produtos no mercado internacional, inclusive para clientes designados, a fim de gerar recebíveis de exportação para garantir o financiamento de recebíveis futuros assim como gerar fluxos de caixa adicionais, em conexão com o programa de pagamento antecipado de exportação da Companhia. Até 1 de junho de 2006 a PFL também adquiria “bunker” da PETROBRAS. Certas vendas foram efetuadas através de subsidiárias da PETROBRAS.

PETROBRAS EUROPE LIMITED

A PETROBRAS EUROPE LIMITED (PEL), sediada no Reino Unido, consolida as atividades comerciais e financeiras da PETROBRAS na Europa. Tais atividades consistem na prestação de serviços de consultoria e negociação dos termos e condições de fornecimento de petróleo e produtos derivados de petróleo para a PIFCo e PETROBRAS, assim como na comercialização do petróleo brasileiro e seus derivados, que são exportados para as regiões em que a Companhia atua. A PEL desempenha o papel de consultora em relação a essas atividades e não assume quaisquer outros riscos comerciais ou financeiros.

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY E CONTROLADAS (Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS) NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS (Continuação) (Em milhares de dólares norte-americanos)

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1. A Companhia e suas Operações (continuação)

BEAR INSURANCE COMPANY LIMITED A BEAR INSURANCE COMPANY LIMITED (BEAR), sediada nas Bermudas, contrata seguros para a PETROBRAS e suas subsidiárias. PETROBRAS SINGAPORE PRIVATE LIMITED Em abril de 2006 a PIFCo criou uma nova subsidiária integral: a PETROBRAS SINGAPORE PRIVATE LIMITED (PSPL), sociedade constituída em Cingapura para a comercialização de petróleo e produtos derivados de petróleo no âmbito das atividades comerciais na Ásia. A empresa iniciou suas atividades em julho de 2006.

2. Base de Apresentação das Demonstrações Contábeis

As demonstrações contábeis consolidadas foram elaboradas de acordo com o princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos (US GAAP). A elaboração destas demonstrações contábeis exige a adoção de estimativas e premissas que reflitam os ativos, passivos, receitas e despesas divulgados nas demonstrações contábeis, bem como os valores apresentados nas respectivas notas explicativas.

(a) Operações em moedas estrangeiras

A moeda funcional da Companhia é o dólar norte-americano. Todos os ativos e passivos monetários denominados em moedas que não sejam o dólar norte-americano são convertidos para essa moeda a taxas de câmbio vigentes. O efeito das variações ocorridas em moedas estrangeiras é registrado no resultado como receitas ou despesas financeiras.

(b) Disponibilidades

Disponibilidades representam aplicações de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, e têm vencimento em até três meses da data de aquisição.


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2. Base de Apresentação das Demonstrações Contábeis (Continuação)

(c) Títulos e valores mobiliários

A Companhia contabiliza títulos e valores mobiliários de acordo com o pronunciamento SFAS 115 - “Contabilização de Certos Investimentos em Títulos de Dívida e Patrimoniais” (“SFAS 115”), classificando-os como disponíveis para venda ou para negociação, de acordo com as estratégias planejadas para cada título. Os títulos classificados para negociação são investimentos de curto prazo, uma vez que devem ser liquidados, vendidos ou utilizados para atender necessidades correntes de caixa. Os títulos classificados como disponíveis para venda são investimentos de longo prazo, uma vez que não há expectativa de que sejam vendidos ou de outra forma liquidados nos próximos doze meses. Títulos para negociação são ajustados ao valor de mercado com base nos rendimentos do período corrente. Os títulos disponíveis para venda são ajustados a valor de mercado com base em outras receitas gerais, e os títulos mantidos até o vencimento são registrados ao custo histórico. Não há reclassificações entre classes de investimentos.

(d) Estoques

São registrados ao valor de custo ou mercado, dos dois o menor.

(e) Depósitos vinculados e garantias

Depósitos vinculados e garantias representam montantes registrados como garantia requerida pelos contratos da Companhia. Os depósitos são efetuados em dinheiro e registrados no momento do pagamento.

(f) Despesas antecipadas

As despesas antecipadas compreendem exclusivamente custos de financiamento diferidos relativos a emissões de dívidas e estão sendo amortizados ao longo do prazo de vencimento das respectivas dívidas. O saldo não amortizado dos custos de financiamento diferidos era de US$55,192 e US$66,025 em 31 de dezembro de 2006 e 2005, respectivamente.


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(g) Passivos circulantes e não-circulantes

São demonstrados por valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes juros incorridos.

(h) Receitas diferidas

As receitas diferidas são representadas pelos juros cobrados pela Companhia à PETROBRAS e à ALBERTO PASQUALINI - REFAP S.A. (REFAP) para compensação de seus custos financeiros. Os juros são cobrados da PETROBRAS e REFAP quando da venda dos respectivos produtos, sendo diferidos e reconhecidos como parte de receitas financeiras de acordo com o método linear, pelo período de cobrança, que varia de 120 a 330 dias, de modo a ajustar os juros cobrados às despesas financeiras da Companhia.

(i) Apuração do resultado, receitas e despesas

Para todas as transações com terceiros e partes relacionadas, as receitas são reconhecidas de acordo com o Boletim “SEC Staff Accounting Bulletin 104”, que trata de “Reconhecimento de Receitas”. As receitas de petróleo e de produtos derivados do petróleo são reconhecidas pelo regime de competência quando existir evidência persuasiva do acordo feito, na forma de um contrato válido, quando a entrega tiver ocorrido ou houver a transferência dos riscos e benefícios associados à propriedade, e quando o preço é fixo ou calculável e a contabilidade é assegurada de forma cabível. Os custos são reconhecidos quando incorridos. O resultado inclui os rendimentos, encargos e variações monetárias e cambiais, a índices ou taxas oficiais, incidentes sobre os ativos e passivos circulantes e a longo prazo e, quando aplicável, os efeitos de ajustes de ativos para o valor de mercado ou de realização. As principais transações comerciais da Companhia são compostas de: Importações - a Companhia compra de fornecedores no exterior (principalmente de terceiros) e vende para a PETROBRAS e suas subsidiárias brasileiras.


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(i) Apuração do resultado, receitas e despesas (Continuação) Exportações - a Companhia compra da PETROBRAS e vende para clientes no exterior. Off-shore - a companhia realiza transações de compra e venda principalmente no exterior, com terceiros e partes relacionadas.

(j) Instrumentos financeiros

Todos os instrumentos derivativos da Companhia estão registrados no balanço patrimonial consolidado pelo seu valor justo. Para contratos transacionados em bolsa de valores, o valor justo é baseado em preços negociados pelo mercado. Para contratos não transacionados em bolsa de valores, o valor justo se baseia em cotações de distribuidores, modelos de preços ou preços cotados para instrumentos com características similares. O preço da transação é usado como o valor justo inicial dos contratos.

A PIFCo designa na realização do contrato derivativo se este contrato será considerado hedge ou não de acordo com a norma contábil SFAS 133. Derivativos que são considerados hedges econômicos, porém não são designados numa relação de hedge para fins contábeis, são registrados como outros ativos ou passivos circulantes, com alterações no valor justo registrado a título de receita financeira ou despesa financeira. Para os hedges do SFAS 133, a PIFCo formalmente documenta, no início das transações, todas as relações contratuais; identificando o instrumento de hedge e o item que será objeto do hedge, assim como seus objetivos e estratégias de gerenciamento de risco para realizar o hedge. A Companhia avalia na implementação do hedge e a cada data de fechamento subseqüente se o derivativo usado na transação de hedge tem sido e se espera continuar sendo altamente efetivo.


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(j) Instrumentos financeiros (Continuação) Em 31 de dezembro de 2006, a PIFCo caracterizou uma operação de hedge como sendo um hedge de fluxo de caixa para fins contábeis, visando gerenciar o risco da taxa de câmbio de moeda estrangeira. Modificações no valor justo do instrumento derivativo de hedge estão registradas em Outros Resultados Abrangentes Acumulados. Qualquer inefetividade de hedge, assim como o componente excluído das avaliações de efetividade, estão registrados diretamente no resultado (nota 8(iv)). A PIFCo emitiu opções de venda no passado que permitem que o detentor das opções, venda volumes flutuantes de óleo combustível a um preço mínimo de US$14/barril. Essa opção serviu como um hedge econômico sobre vendas futuras relacionadas ao contas a receber de acordo com o programa de pagamento antecipado de exportação; cuja intenção foi assegurar que barreiras físicas existentes no contrato de financiamento do projeto gerem caixa suficiente para reembolsar as respectivas obrigações financeiras. Devido ao baixo preço exercido na opção, o valor justo de mercado dessas opções é imaterial em 31 de dezembro de 2006.

(k) Imposto sobre a renda A Companhia contabiliza os impostos sobre a renda através de uma abordagem ativa e passiva, que requer o reconhecimento de impostos correntes a pagar ou a restituir no exercício e de ativos e passivos fiscais diferidos referentes a futuras conseqüências fiscais decorrentes de fatos geradores reconhecidos nas demonstrações contábeis da Companhia. O cálculo dos ativos e passivos fiscais correntes e diferidos é baseado na legislação fiscal em vigor nos países em que a Companhia e suas controladas atuam (Reino Unido, Bermuda, Cingapura e Ilhas Cayman em 2006 e Reino Unido, Bermuda e Ilhas Cayman em 2005 e 2004). Os ativos fiscais diferidos são reduzidos pelo valor dos benefícios fiscais quando a Companhia, baseada em evidências disponíveis, acredita que tais benefícios não serão realizados. As Ilhas Cayman e Bermuda não possuem regulamentação fiscal societária e, portanto, a Companhia não constitui provisões tributárias para esses países e para as operações não significativas no Reino Unido e Cingapura.


F-200

3. Disponibilidades

2006 2005 Caixa e bancos 461 6,242 Depósitos a termo e fundos de investimento de curto prazo 510,351 224,503 510,812 230,745

4. Títulos e Valores Mobiliários

Total Taxa de Título Vencimento juros 2006(*) 2005 (*)

Disponíveis para Venda (***) CLEP (**) 2014 8% 975,840 1,888,498 Disponíveis para Venda (***) MARLIM ( ** ) 2008 12.25% 295,588 277,220 Disponíveis para Venda (***) GASENE (**) 2007 5.67% 212,184 - Mantidos até o vencimento PDET (**) 2007 5.74% 207,721 - Mantidos até o vencimento MEXILHÃO (**) 2007 5.68% 87,589 - Para negociação Outros Terceiros 17,944 57,734 Disponíveis para Venda (***) Outros Terceiros - 25,189

1,796,866 2,248,641 Menos: Saldos correntes (645,278) (82,923) 1,151,588 2,165,718

(*) Os saldos incluem juros e principal. (**) Títulos mantidos pelo fundo relativo às sociedades de propósitos específicos consolidadas, criadas para

suportar projetos de infra-estrutura da PETROBRAS, não são negociadas em bolsas nos Estados Unidos.

(***) Mudanças no valor de mercado relacionado aos títulos classificados como Disponíveis para venda em acordo com o FAS 115 são mínimos e estão inclusos nas Demonstrações do Resultado Consolidado em receitas e despesas financeiras.

Os títulos e valores mobiliários são compostos de valores que a Companhia investiu em carteiras exclusivas de um fundo de investimento, operados exclusivamente pela PIFCo, que mantém certos grupos de títulos da PIFCo e PETROBRAS entre outros investimentos os quais são classificados como mantidos até o vencimento, para negociação ou disponíveis para venda de acordo com o pronunciamento SFAS 115, conforme a intenção da administração. Os títulos para negociação são apresentados como ativo circulante, uma vez que são utilizados em um curto prazo para atender necessidades de caixa; títulos disponíveis para venda são apresentados como outros realizáveis a longo prazo, uma vez que não há expectativa de que sejam vendidos ou liquidados nos próximos doze meses.


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4. Títulos e Valores Mobiliários (Continuação)

Em 31 de dezembro de 2005, a PIFCo possuía investimento em uma carteira exclusiva de um fundo que mantinha títulos da dívida da PIFCo no montante total de US$215,638. Esses valores foram considerados extintos e compensados com o saldo de financiamento no passivo circulante e não-circulante. Em 31 de dezembro de 2006, não havia saldo de títulos da dívida recomprados.

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY E CONTROLAD AS (Subsidiária integral da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS) NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS (Continuação) (Em milhares de dólares norte-americanos)

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5. Partes Relacionadas

PETROBRAS DOWNSTREAM BRASPETRO PETRÓLEO INTERNATIONAL PARTICIPAÇÕES OIL SERVICES - PETROBRAS BRASILEIRO BRASPETRO B.V. - S.A. BRASOIL NETHERLANDS B.V. S.A. - PIB.B.V. e suas e suas e suas e suas PETROBRAS controladas controladas controladas CLEP controladas TERMOBAHIA (iv) MARLIM Outras 2006 2005

Ativo circulante Títulos e valores mobiliários 119,840 507,495 627,335 -

Contas a receber, principalmente, de vendas (i) 10,246,875 160,033 251,997

10,658,905 8,681,075

Títulos a receber 3,721,683 31,496 2,360,912 560 6,114,651 3,329,336 Pagamento antecipado de exportação 67,785 67,785 414,505 Outros 1,453 1,453 1,453 Ativo não-circulante Títulos e valores mobiliários 856,000 295,588 1,151,588 2,165,718 Títulos a receber 198,935 40,774 239,709 579,960 Pagamento antecipado de exportação 464,380 464,380 529,420 Passivo circulante Contas a pagar a fornecedores 969,299 156,498 17,051 1,142,848 950,732 Títulos a pagar 5,386,759 5,386,759 4,346,139 Receitas diferidas 247,160 1,528 248,688 176,481 Passivo não-circulante Títulos a pagar (ii) 7,441,701 7,441,701 3,734,112 Demonstrações de Resultado 2004 Vendas e serviços 9,729,919 3,022,525 1,484,067 14,236,511 13,974,381 10,118,356 Aquisições (iii) (6,044,308) (1,871,579) (206,107) (8,121,994) (7,780,293) (4,391,285) Despesas com vendas, gerais e

administrativas (176,368) (13,299)

(189,667) (158,075) (98,700) Receitas Financeiras 623,767 162,470 28,268 2,253 174,454 3,080 4,912 999,204 765,507 568,566 Despesas Financiras (722,434) (722,434) (409,822) (169,039) Outras despesas, líquidas - - (525)

As operações comerciais da PIFCo com suas controladas e coligadas são efetuadas a preços e condições normais de mercado, com exceção das operações de venda de petróleo e derivados para a PETROBRAS, que possuem prazo maior de liquidação em função de a PIFCo se tratar de uma Companhia criada para esse fim, com a cobrança dos devidos encargos financeiros incorridos no período. Algumas controladas da PIFCo e PFL, que são subsidiarias da Petrobras, funcionam como agentes em conexão com as exportações de alguns clientes do programa de pré-pagamento de exportação. Estas transações vêm sendo classificadas como transações de partes relacionadas para propósito dessa demonstração contábil. As transações foram efetuadas para suportar a estratégia financeira e operacional da controladora da Companhia, a PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS. (i) As contas a receber de partes relacionadas referem-se principalmente a vendas de petróleo bruto realizadas pela Companhia para a PETROBRAS, com prazo para pagamento de até 330 dias. O prazo de pagamento das contas a receber de partes relacionadas era de 270

dias em 2004. (ii) Passivo não-circulante - Títulos a pagar referem-se a empréstimos realizados entre a Companhia e a PETROBRAS, com taxas de juros anuais entre 8.3% e 8.6%. (iii) Aquisições de partes relacionadas são registradas em custo das vendas, na demonstração de resultado. (iv) Em 28 de dezembro de 2005, a fim de prestar suporte à Petrobras em suas transações relacionadas à usina termelétrica Termobahia, a PIFCo firmou uma série de contratos com a Blade Securities Ltd, uma sociedade de propósito específico (SPE) que detém 49% de

participação no capital da Termobahia (consolidada pela Petrobras). Segundo esses contratos, a PIFCo pagou à Blade US$ 1,453, que, em troca, transferiu para a PIFCo os direitos sobre quaisquer dividendos recebíveis da Termobahia para a PIFCo ou para qualquer subsidiária da Petrobras. Adicionalmente, a PIFCo pagou à Blade US$ 38,185, que, em troca, transferiu para a PIFCo quaisquer valores recebidos da Termobahia com relação ao empréstimo subordinado registrado como títulos a receber, sujeito a juros de 8% a.a. com vencimento em 2023, e os direitos sobre os empréstimos a receber para a PIFCo ou para qualquer subsidiária da Petrobras. A Petrobras busca encontrar uma parceria estratégica dentro do prazo de um ano para a aquisição da participação na Termobahia e sua respectiva dívida.


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6. Estoques

2006 2005 Petróleo 60,097 51,701 Derivados de petróleo 202,623 144,234 262,720 195,935

7. Depósitos Vinculados a Garantias A PIFCo possui depósitos vinculados a garantias referentes a obrigações de contratos de financiamento. O montante de US$76,389, registrado como ativo circulante, refere-se a um depósito efetuado em conexão com a emissão de global notes no valor de US$500,000 (como descrito na nota 8) e é renovado anualmente. O montante classificado no ativo não-circulante está representado por depósitos de: (i) US$31,585 relacionados a emissões de Senior Notes no valor total de US$450,000, (ii) US$41,051 relacionados a emissões de Senior Notes no valor total de US$600,000. As garantias relacionadas aos financiamentos serão mantidas até o vencimento dos respectivos financiamentos (como descrito na nota 8), conforme contrato de Depósito; e (iii) conforme contrato de Depósito, Garantia e Identidade de 29 de abril de 2005 a PIFCo dá garantia à dívida da Eletrobolt, subsidiária de sua controladora. De acordo com os termos do contrato de garantia, PIFCo depositou US$95,949 como depósito em garantia, tal montante poderá ser utilizado para cobrir a dívida da Eletrobolt em evento de “default”.


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8. Financiamentos

Curto prazo Longo prazo 2006 2005 2006 2005 Instituições financeiras (i) 329,180 493,550 1,041,250 1,194,750 Senior notes (iii) 533,945 53,525 524,602 1,550,000 Global notes (iii) e (viii) 32,725 26,326 2,181,420 2,115,263 Senior exchangeable notes (vii) 333,684 3,744 - 329,940 Global step-up notes (iii) 4,165 9,000 134,622 400,000 Japanese yen bonds (iv) 1,658 - 293,860 - Venda de recebíveis futuros (v) 68,393 567,377 614,380 679,420 Ativos relacionados ao pagamento antecipado

de exportação a serem compensados com a venda de recebíveis futuros (vi)

-

(150,000)

(150,000)

(150,000) Títulos recomprados (ii) - (4,681) - (210,957) 1,303,750 998,841 4,640,134 5,908,416 Financiamento 148,447 339,503 4,640,134 5,908,416 Parcela corrente do financiamento de longo-prazo

1,057,438 551,628 - -

Juros acumulados 97,865 107,710 - - 1,303,750 998,841 4,640,134 5,908,416 (i) Os financiamentos em dólares norte-americanos foram obtidos

principalmente de bancos comerciais e incluem linhas de crédito e “commercial paper”, a taxas de juros que variam de 5.14% a 9.42% em 31 de dezembro de 2006 e que se destinam fundamentalmente à aquisição de petróleo e produtos derivados de petróleo. A média ponderada de empréstimos e financiamentos de curto prazo em 31 de dezembro de 2006 e 2005 era de 6.76% e 5.02%, respectivamente. Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Companhia utilizou integralmente todas as linhas de crédito disponíveis para a aquisição de produtos importados. Adicionalmente, a Companhia possui linhas de créditos contratadas no montante de US$675,000, sem destinação específica. A PIFCo não efetuou saques referentes a esses contratos e não possui data definida para os mesmos.


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8. Financiamentos (Continuação)

(ii) Em 31 de dezembro de 2005, a Companhia possuía saldos investidos em uma carteira exclusiva de um fundo, o qual detém títulos da PIFCo, no valor de US$215,638. Estes títulos são considerados extintos e os respectivos valores, acrescidos de juros, foram excluídos da apresentação do saldo de disponibilidades e financiamentos de curto e longo prazo. Os ganhos e perdas na extinção de títulos são reconhecidos quando incorridos. As re-emissões dos títulos por valores superiores ou inferiores ao seu valor de face são registradas como ágio ou deságio e são amortizados pelo prazo remanescente para vencimento dos títulos. Em 31 de dezembro de 2006 e 31 de dezembro de 2005, o saldo remanescente de prêmios líquidos nas re-emissões totalizava US$10,273 e US$18,464, respectivamente. A PIFCo reconheceu perdas na extinção de títulos no valor de US$11,738 durante 2005 e US$160,048 durante 2006.

(iii) Em 24 de julho de 2006, a PIFCo concluiu a oferta de recompra (Tender), anunciada em 18 de julho de 2006, de cinco séries de "notes" de sua emissão no montante de US$888,260. Considerando os títulos já recomprados pela PETROBRAS e PIFCo no passado, a operação alcançou o valor de US$1,215,661. A recompra dos títulos visa a redução do nível de endividamento total e a simplicação do seu perfil, ao se beneficiar do saldo das disponibilidades da PETROBRAS. A liquidação da operação ocorreu no dia 27 de julho de 2006 e todos os títulos recomprados foram cancelados na mesma data. Com a conclusão da oferta de recompra (Tender), a PIFCo incorreu em despesas no montante total de US$160,048.

Títulos Recomprados Taxa de juros Vencimento US$

Global Step-Up Notes 12.375% 2008 265,378

Senior Notes 9.875% 2008 211,754

Senior Notes 9.750% 2011 313,644

Global Notes 9.125% 2013 251,665

Global Notes 8.375% 2018 173,220

1,215,661


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(iv) Em 27 de setembro de 2006, a PIFCo emitiu Japanese Yen Bonds no montante de ¥ 35 bilhões (US$297,780), com vencimento em setembro de 2016. Trata-se de uma emissão de subscrição privada no Mercado japonês, com a garantia parcial do Japan Bank for International Cooperation (JBIC) e com juros à taxa de 2.15% ao ano pagáveis semestralmente. A PIFCo utilizou os recursos financeiros obtidos com esta emissão para financiar a PNBV, uma afiliada, para a construção de dutos que interligarão as plataformas de produção P-51, P-52 e P-53 à plataforma de rebombeio autônomo PRA-1.

Na mesma data, a PIFCo celebrou swaps de moedas segundo os quais há a troca dos pagamentos de principal e juros no financiamento denominado em iene para dólares dos EUA; operação qualificada como hedge de fluxo de caixa conforme o SFAS 133. O objeto do “hedging” é um título de ¥ 35 bilhões com prazo de dez anos e cupons semestrais de 2.15% a.a. O instrumento de hedge é swap de moedas, cujos valores nominais, instrumentos subjacentes e vencimentos se igualam aos termos do financiamento; e no qual dólares dos EUA são pagos e ienes japoneses são recebidos.

O ganho ou perda da operação em decorrência da remensuração dos títulos denominados em ienes será compensado pela reclassificação relativa à remensuração do objeto de hedge a taxas à vista, de outras receitas abrangentes para resultado. Em 31 de dezembro de 2006 a operação swap em moeda estrangeira possuía valor de mercado de US$8,754, devido à desvalorização do iene japonês em comparação ao Dólar norte-americano desde a celebração do instrumento. Nenhum montante foi reconhecido como resultado durante o ano como inefetividade de hedge. Outros Resultados Abrangentes Acumulados foram reclassificados na data do balanço para compensar o ganho ou perda em moeda estrangeira no item objeto de hedge.

(v) Em 1º de setembro de 2005, a PFL efetuou pré-pagamento dos títulos pós-fixados dos “Senior Trust Certificates” (séries A2 e C) em conformidade com as cláusulas contratuais aplicáveis. Para facilitar este pagamento antecipado, a PETROBRAS adiantou à PFL US$330,290 referente ao programa de pré-pagamento de exportação.


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8. Financiamentos (Continuação) Em 1º de março de 2006, a PFL efetuou o pagamento antecipado dos títulos com taxas fixas das “Senior Trust Certificates” (Séries A1 e B) em conformidade com as cláusulas contratuais aplicáveis no montante de US$333,860. No pagamento antecipado dos títulos com taxas fixas das “Senior Trust Certificates” (Séries A1 e B) a PFL pagou um prêmio de montante total de US$13,650.

Em 26 de maio de 2006, a PFL obteve o consentimento dos “holders” das séries 2003-A 6.436% “Senior Trust Certificates” com vencimento em 2015 emitidos pela PF Export Receivables Master Trust. O aditivo contratual permitiu a eliminação da comercialização de “bunker” do programa de pré-pagamento de exportação. Desta forma, somente recebíveis oriundos das vendas de óleo combustível continuarão a fazer parte do programa de pré-pagamento de exportação, com a redução da média mínima diária das exportações brutas de óleo combustível em determinado período de doze meses. A PFL também obteve o consentimento dos “holders” das Séries 2003-B 3.748% com vencimento em 2013. Este aditivo contratual tornou-se efetivo a partir de 1º de junho de 2006.

Como resultado, as taxas das garantias das séries 2003-B foram reduzidas de 1.8% para 1.1%.

(vi) Em maio de 2004, a PFL e a PF Export Trust assinaram uma alteração

contratual ao “Trust Agreement” permitindo que os “Junior Trust Certificates” fossem compensados com os respectivos “Notes”, ao invés de integralmente pagos, após cumpridas todas as obrigações referentes aos “Senior Trust Certificates”. O efeito desta alteração contratual é que os saldos relacionados aos “Junior Trust Certificates” estão agora apresentados pelo valor líquido nestas demonstrações contábeis e assim, o montante de US$ 150,000 foi excluído do financiamento não-circulante relativo à venda de recebíveis futuros.

(vii) Em 06 de outubro de 2006, a Companhia emitiu Global Notes no montante de

US$ 500,000, com vencimento em 2016, taxa de 6.125% a.a. e pagamento de juros semestrais. A Companhia usou esses recursos, principalmente, para pagar fornecedores e mútuos intercompanhias.


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8. Financiamentos (Continuação) Financiamento de longo prazo - informações adicionais a) Financiamento de longo prazo por taxa de juros

Período de pagamento Data de emissão Vencimento Taxa de juros Valor Juros Principal

Senior Notes Senior Notes Maio de 2001 2008 9.875% 238,246 semestral “bullet” Senior Notes Janeiro de 2002 2011 9.750% 286,356 semestral “bullet”

524,602

Venda de Recebíveis Futuros Junior Trust Certificates Série 2003-B Maio de 2003 2013 3.748% 40,000 trimestral “bullet” Série 2003-A Maio de 2003 2015 6.436% 110,000 trimestral “bullet”

150,000 Ativos relacionados ao pagamento antecipado de exportação a serem compensados com a venda de recebíveis futuros

(150,000)

- Senior Trust Certificates Série 2003-B Maio de 2003 2013 4.848% 131,520 trimestral trimestral Série 2003-A Maio de 2003 2015 6.436% 332,860 trimestral trimestral

464,380 Japanese yen bonds Setembro de 2006 2016 2.150% 293,860 semestral “bullet”

293,860

Global Step-up Notes Março de 2003 2008 12.375% 134,622 semestral “bullet” 134,622

Global Notes Global Notes Julho de 2003 2013 9.125% 504,640 semestral “bullet” Global Notes Dezembro de 2003 2018 8.375% 576,780 semestral “bullet” Global Notes Setembro de 2004 2014 7.750% 600,000 semestral “bullet” Global Notes Outubro de 2006 2016 6.125% 500,000 semestral “bullet”

2,181,420 Instituições financeiras a partir de 2005 até 2017 de 6.46% até

9.42% 1,041,250 vários vários

1,041,250 4,640,134


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Financiamento de longo prazo - informações adicionais

b) Vencimentos de longo prazo

31 de dezembro de 2006 2008 771,198 2009 217,218 2010 328,238 2011 376,664 2012 93,178 2012 em diante 2,853,638 4,640,134

9. Valor Justo

O valor justo dos instrumentos financeiros é determinado com base em preços de mercado publicados, ou na falta desses, no valor presente de fluxos de caixa esperados. O valor justo reflete o valor em dinheiro que seria recebido ou pago se os instrumentos fossem liquidados no final do exercício. O valor justo da disponibilidade, das contas a receber de clientes e das contas a pagar a fornecedores é equivalente ao seu valor contábil.

Em 31 de dezembro de 2006 a dívida de longo prazo da Companhia era de US$4,640,134 (US$5,908,416 em 31 de dezembro de 2005) e com valor justo de mercado estimado de aproximadamente US$5,050,000 (US$6,397,000 em 31 de dezembro de 2005). O montante do ativo não circulante relacionado com o programa de pagamento antecipado de exportação da Companhia era de US$464,380 e US$529,420 em 31 de dezembro de 2006 e 2005, com valor justo de mercado de US$ 466,000 e US$523,000, respectivamente.


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10. Compromissos e Contingências

(a) Compromissos - compras

Com o objetivo de garantir a compra de derivados de petróleo para seus clientes, a Companhia possui atualmente uma série de contratos de curto e longo prazo com vencimento máximo até 2017 que, quando considerados em conjunto, a obrigam a adquirir, por dia, um mínimo de aproximadamente 129,925 barris de petróleo bruto e produtos derivados de petróleo a preços de mercado.

(b) Opção de compra - plataformas

A Companhia conservou o direito de exercer sua opção de compra, concedido pela PNBV, no atual Contrato de Opção de Bens Subafretados e manteve a obrigação de compra das embarcações caso os Proprietários exerçam a Opção de Venda, em caso de hipótese de inadimplemento, nos termos do mesmo Contrato de Opção relativo às Plataformas P-8, P-15, e P-32. A PIFCo está também obrigada a comprar as plataformas por ocasião do vencimento das condições de Afretamento. Em relação a plataforma P-47, a PIFCo manteve seu direito de exercer a opção de compra relativa aos Contratos de Opção de Bens Subafretados firmados com a PNBV e manteve a obrigação de compra do navio, se o proprietário exercer a opção de venda, em caso de eventos de default ou término do contrato. A PIFCo tem o direito de transferir suas obrigações sob os termos deste contrato a qualquer empresa controlada ou afiliada.

11. Patrimônio Líquido

Aumento de Capital

Em setembro de 2006, a PETROBRAS alterou a designação de US$120,000 de adiantamento para futuro aumento de capital e de US$180,000 em títulos a receber da PIFCo para aumento de capital.


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12. Eventos subseqüentes

Em 4 de janeiro de 2007, a PIFCo anunciou uma oferta para troca de títulos (Exchange Offering) totalizando até US$500,000 para as cinco séries de “notes” de sua emissão.

O objetivo da operação foi oferecer aos investidores a oportunidade de substituir os cinco títulos antigos listados abaixo pelo novo “benchmark” da PIFCo, emitido em 6 de outubro de 2006, com cupom de 6.125% ao ano e vencimento em 2016.

A liquidação da operação de troca de títulos ocorreu em 7 de fevereiro de 2007 e como resultado a PIFCo recebeu e aceitou ofertas no montante de US$399,053 (valor de face). Os títulos antigos recebidos na troca foram cancelados na mesma data e como resultado, a PIFCo emitiu, na data de liquidação da operação, novos títulos com vencimento em 2016 e cupom de 6.125% a.a., no valor de US$399,053, os quais constituem uma emissão única e fungível com os US$500,000 emitidos em outubro de 2006, totalizando US$899,053 em títulos da emissão com vencimento em 2016. A PIFCo também pagou aos investidores o montante equivalente a US$56,056 como resultado da oferta para troca dos títulos. A tabela abaixo resume o resultado da operação.

US$

PIFCo Títulos Antigos

Taxa Juros Vencimento Principal após

Liquidação Total Aceito para

Troca

Global Step-Up Notes 12.375% 2008 126,868 7,754 Senior Notes 9.875% 2008 224,212 14,034 Senior Notes 9.750% 2011 235,350 51,006 Global Notes 9.125% 2013 374,211 124,124 Global Notes 7.750% 2014 397,865 202,135

1,358,506 399,053

US$

PIFCo Títulos Novos

Taxa Juros

Vencimento Principal após

Troca Total Reaberto

Global Notes 6.125% 2016 899,053 399,053 899,053 399,053

* * *

Government & Nonprofit

Petrobras 2006