+ COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS 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 findo em 31/12/2004 Número de Arquivo na Comissão 1-15106 Número de Arquivo na Comissão: 333-14168 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. PETROBRAS (Denominação exata da requerente conforme especificado nos estatutos) Petrobras International Finance Company (Denominação exata da requerente conforme especificado nos estatutos) Brazilian Petroleum Corporation - PETROBRAS (Tradução da denominação da requerente para o inglês) República Federativa do Brasil (País de constituição) Ilhas Cayman (Jurisdição da incorporação ou organização) Avenida República do Chile, 65 20035-900 Rio de Janeiro RJ Brasil (Endereço da sede) Anderson Square Building P.O. Box 714 George Town, Grand Cayman Cayman Islands (Endereço da sede) Títulos registrados ou a serem registrados de acordo com o Artigo 12(b) da Lei: Nome de cada classe: Ações Ordinárias, sem valor nominal * American Depositary Shares da PETROBRAS (comprovados pelos American Depositary Receipts), cada uma representativa de 1 Ação Ordinária Nome de cada Bolsa onde há registro: Bolsa de Valores de Nova Iorque Ações Preferenciais da PETROBRAS, sem valor nominal * American Depositary Shares da PETROBRAS (comprovados pelos American Depositary Receipts), cada uma representativa de 1 Ação Preferencial Bolsa de Valores de Nova Iorque *Não para fins de negociação, mas apenas com 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 com exigência de prestação de informações nos termos do Artigo 15(d) da Lei: Nome de cada classe: Senior Notes da PIFCo, US$ 500 milhões, com vencimento em 2007 e taxa de juros de 9,125% Senior Notes da PIFCo, US$ 450 milhões, com vencimento em 2008 e taxa de juros de 9,875% Global Step-Up Notes da PIFCo, US$ 400 milhões, com vencimento em 2008 e taxa de juros de 9,00% Senior Notes da PIFCo, US$ 600 milhões, com vencimento em 2011 e taxa de juros de 9,750% Global Notes da PIFCo, US$ 750 milhões, com vencimento em 2013 e taxa de juros de juros de 9,125% Global Notes da PIFCo, US$ 750 milhões, com vencimento em 2018 e taxa de juros de 8,375% Global Notes da PIFCo, US$ 600 milhões, com vencimento em 2014 e taxa juros de 7,75% Indicar o número de ações em circulação de cada classe de ações preferenciais ou ordinárias da emitente no encerramento do período coberto por este Relatório Anual: Em 31 de dezembro de 2004, havia em circulação: 634.168.418 Ações Ordinárias da PETROBRAS, sem valor nominal 462.369.507 Ações Preferenciais da PETROBRAS, sem valor nominal 50.000 Ações Ordinárias da PIFCo Indicar com um x se a requerente (1) protocolou todos os relatórios exigidos pelos Artigos 13 ou 15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934 durante os 12 meses precedentes (ou por um período menor no qual a requerente estava obrigada a protocolar esses relatórios) e (2) esteve sujeita as exigências de protocolização de documentos nos últimos 90 dias. Sim Não + Indicar com um x qual item de demonstração financeira a requerente optou por seguir. Item 17 Item 18
ÍNDICE ESTIMATIVAS E PROJEÇÕES DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS Página 1 2 2 ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, DA DIRETORIA EXECUTIVA E DOS CONSULTORES 4 ITEM 2. ESTATÍSTICAS DE OFERTA E PRAZO PREVISTO 4 ITEM 3. INFORMAÇÕES PRINCIPAIS 4 Dados Financeiros Selecionados 4 Taxas de Câmbio 12 Fatores de Risco 14 ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A EMPRESA 25 Histórico e Desenvolvimento da Empresa 25 Desenvolvimentos Recentes relativos ao Cumprimento da Lei Sarbanes-Oxley 26 Vantagens Competitivas 26 Estratégia de Negócio 29 Visão Geral por Segmento de Negócios 32 Exploração, Desenvolvimento e Produção 32 Refino, Transporte e Comercialização 47 Distribuição 57 Gás Natural e Energia 60 Internacional 68 PIFCo 74 Estrutura Organizacional 78 Propriedade, Instalações e Equipamentos 79 Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil 79 Iniciativas em Segurança, Meio Ambiente e Saúde 87 Concorrência 88 Seguro 89 ITEM 5. ANÁLISES E PERSPECTIVAS OPERACIONAIS E FINANCEIRAS 90 Relatório da Administração e Análise da Situação Financeira e Resultados Operacionais da Petrobras 90 i
Visão Geral 90 Volumes de Vendas e Preços 90 Efeito dos Impostos em nossa Receita 94 Receitas e Despesas Financeiras 95 Inflação e Variação Cambial 95 Resultados Operacionais 96 Segmentos de Negócio 106 Relatório da Administração e Análise da Situação Financeira e Resultados das Operações da PIFCo 107 Visão Geral 107 Compras e Vendas de Petróleo Bruto e Derivados de Petróleo 108 Resultados Operacionais 108 Liquidez e Recursos de Capital 110 Políticas Contábeis Críticas e Estimativas 119 Impacto das Novas Normas Contábeis 123 Pesquisa e Desenvolvimento 124 Informações sobre Tendências 125 ITEM 6. CONSELHEIROS, DIRETORIA EXECUTIVA E EMPREGADOS 126 Conselheiros e Diretoria Executiva 126 Remuneração 131 Indenização de Diretores e Conselheiros 132 Titularidade de Ações 132 Conselho Fiscal 132 Comitês Consultivos 133 Empregados e Relações Trabalhistas 134 ITEM 7. PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS 136 Principais Acionistas 136 Operações da Petrobras com Partes Relacionadas 137 Operações da PIFCo com Partes Relacionadas 137 ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS 140 Processos Judiciais 141 Distribuição de Dividendos 145 ii
ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM EM BOLSA 146 Bolsa de Valores de São Paulo 146 A Bolsa de Valores de São Paulo 151 ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS 152 Atos Constitutivos e Estatuto Social 152 Restrições a Detentores Não Brasileiros 159 Transferência de Controle 159 Divulgação de Participações Acionárias 159 Atos Constitutivos e Estatuto Social da PIFCo 159 Contratos Relevantes 162 Controles Cambiais 163 Tributação Relativa às nossas ADSs e Ações Ordinárias e Preferenciais 164 Tributação Relativa aos Títulos da PIFCo 170 Exibição de Documentos 173 Senior Notes da PIFCo 174 Global Notes da PIFCo 176 Venda de Recebíveis Futuros 178 ITEM 11. DIVULGAÇÃO QUALITATIVA E QUANTITATIVA SOBRE RISCO DE MERCADO 180 Petrobras 180 PIFCo 186 ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS QUE NÃO SÃO TÍTULOS DE CAPITAL 187 ITEM 13. INADIMPLEMENTOS, DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA 187 ITEM 14. MODIFICAÇÕES RELEVANTES NOS DIREITOS DOS ACIONISTAS E NO USO DOS RECURSOS 187 ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS 187 ITEM 16A. PERITO FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA 187 ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA 187 ITEM 16C. PRINCIPAIS TAXAS E SERVIÇOS CONTÁBEIS 188 Principais Taxas Contábeis 188 Políticas e Procedimentos de Aprovação do Comitê de Auditoria 189 ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM EM BOLSA PARA OS COMITÊS DE AUDITORIA 189 ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS DE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA PELO EMISSOR E POR COMPRADORES AFILIADOS 189 iii
ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 189 ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 189 ITEM 19. ANEXOS 190 GLOSSÁRIO DE TERMOS DO SETOR DE PETRÓLEO 195 ABREVIAÇÕES 196 TABELA DE CONVERSÃO 196 ASSINATURAS 197 ASSINATURAS 198 iv
ESTIMATIVAS E PROJEÇÕES Muitas declarações constantes do presente relatório anual constituem estimativas e projeções segundo o significado do Artigo 27A da Lei de Valores Mobiliários de 1933 e do Artigo 21E da Lei de Mercado de Capitais de 1934, após emenda, que não se baseiam em fatos históricos, nem constituem garantias de resultados futuros. Muitas estimativas e projeções contidas no presente Relatório anual podem ser identificadas pelo uso de expressões tais como "acreditamos", "esperamos", "prevemos", "deveria", "planejado", "estimamos" e "potencial", dentre outras. Fizemos estimativas e projeções que incluem, entre outras coisas: nossa estratégia de comercialização e expansão regional; nossas atividades de perfuração e de exploração em geral; nossas atividades de importação e exportação; nossos dispêndios de capital projetados e planejados, assim como outros custos, obrigações e receitas; nossa liquidez; e nosso desenvolvimento de fontes de receitas adicionais Pelo fato dessas estimativas e projeções envolverem riscos e incertezas, há fatores importantes que podem fazer com que os resultados efetivos venham a diferir de forma relevante daqueles expressos ou implícitos em tais estimativas e projeções. Dentre esses vários fatores, temos: condições econômicas e comerciais em geral, inclusive os preços do petróleo bruto e outros commodities, margens de lucro nas atividades de refino e taxas de câmbio vigentes; acontecimentos políticos, econômicos e sociais no Brasil e no exterior; nossa capacidade de descobrir, adquirir e ganhar acesso a novas reservas, e desenvolver com sucesso nossas reservas atuais; incertezas inerentes ao cálculo das nossas reservas estimadas; capacidade de obtenção de financiamento; concorrência; dificuldades técnicas na operação de nossos equipamentos e na prestação de nossos serviços; alterações ou inobservância de legislação; obtenção de aprovações e licenças governamentais; operações militares, atos terroristas, guerras ou embargos; custo e disponibilidade de cobertura de seguro adequada; e outros fatores tratados sob o título Fatores de Risco. Estes enunciados não são garantia de desempenho futuro e estão sujeitos a certos riscos, incertezas e suposições difíceis de predizer. Portanto, nossos resultados reais podem diferir substancialmente daqueles enunciados ou previstos em qualquer declaração de estimativas ou projeções como resultado de uma variedade de fatores, incluindo aqueles tratados no item Fatores de Risco. Todas as estimativas e projeções ficam expressamente qualificadas, em seu inteiro teor, pela presente ressalva e V.Sas. não deverão fiar-se em quaisquer estimativas e projeções aqui contidas. 1
Os dados acerca de petróleo bruto e gás natural apresentados ou descritos neste relatório anual constituem, tão-somente, estimativas, podendo nossa produção, receitas e despesas efetivas referentes às nossas reservas diferir de forma relevante dessas estimativas. A menos que o contexto exigir de outra forma, os termos Petrobras, nós, nos e nosso se referem à Petróleo Brasileiro S.A.-Petrobras e suas subsidiárias consolidadas, incluindo a Petrobras International Finance Company. O termo PIFCo se refere à Petrobras International Finance Company e suas subsidiárias. DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES Um glossário dos termos do setor de petróleo, uma lista de abreviações e uma tabela de conversão são apresentados no início da página 195. APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS Neste relatório anual, as referências feitas a "real", "reais", ou "R$" indicam o real brasileiro e as referências a "dólares norteamericanos" ou "US$" indicam dólares norte-americanos. Algumas cifras incluídas neste relatório anual foram arredondadas, conseqüentemente, as cifras mostradas como totais em algumas tabelas podem não ser uma soma aritmética exata das cifras que as antecederam. Petrobras As demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Petrobras e de nossas subsidiárias consolidadas de 31 de dezembro de 2004 e 2003, bem como de cada um dos três anos do período encerrado em 31 de dezembro de 2004 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 Estados Unidos (U.S. GAAP). Vide Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras" e Nota Explicativa 2(a) das nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. Publicamos demonstrações financeiras em reais no Brasil, de acordo com os princípios contábeis exigidos pela legislação societária brasileira e pela regulamentação promulgada pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM) GAAP Brasileiros, que diferem dos US GAAP em aspectos significativos. Nos termos da legislação societária brasileira somos obrigados a mudar de firma de auditoria a cada cinco anos e a realizar licitações para a contratação de auditores. Desde junho de 2003, os profissionais da Ernst & Young Auditores Independentes S/S atuaram como os nossos consultores independentes e auditaram as nossas demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2004 e 2003. Os profissionais da PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes auditaram as nossas demonstrações financeiras referentes aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2002, 2001 e 2000. A nossa moeda funcional é o real brasileiro. Conforme mais integralmente descrito na Nota Explicativa 2(a) das nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas, os valores em dólares norte-americanos nas datas e com relação aos períodos apresentados nas demonstrações financeiras consolidadas auditadas foram corrigidos ou convertidos a partir de valores em real em conformidade com os critérios que constam das Exposições de Normas de Contabilidade Financeira N o 52, da Junta de Normas de Contabilidade Financeira, ou SFAS 52. Os valores em dólares norte-americanos apresentados neste relatório anual foram convertidos a partir de reais com base nas taxas de câmbio de final de período com relação a itens do balanço e na média das taxas de câmbio prevalecentes com relação a itens da demonstração do resultado e do fluxo de caixa. A menos que o contexto indicar o contrário, os dados históricos contidos no presente relatório anual que não foram extraídos das demonstrações financeiras consolidadas foram convertidos a partir de reais em bases semelhantes; os valores prospectivos, inclusive estimativas de futuros dispêndios de capital, foram projetados em bases constantes e foram convertidos a partir de reais em 2005 à taxa de câmbio média estimada de R$ 3,0147 para US$ 1,00, e os cálculos futuros que envolvem um preço presumido de petróleo bruto foram feitos mediante utilização do preço do petróleo bruto tipo Brent de US$ 23,00 por barril em 2005 e posteriormente, ajustado às nossas diferenças de qualidade e local, a menos que indicado de outra forma; e 2
as estimativas de dispêndios de capital no futuro tomam por base os valores mais recentemente orçados, os quais podem não ter sido ajustados de forma a refletir todos os fatores que poderiam afetar estes valores. Em outubro de 2002, assinamos um acordo final para aquisição da Petrobras Energia Participaciones S.A., ou PEPSA, e a Petrolera Entre Lomas S.A., ou PELSA, cujas aquisições foram aprovadas pelas agências governamentais da Argentina em maio de 2003. Nossos resultados operacionais para 2002 não incluem os resultados operacionais de PEPSA ou PELSA, sendo que nossos resultados operacionais para 2003 somente incluem os resultados da PEPSA e PELSA a partir de junho até dezembro de 2003. Em agosto de 2004, adquirimos a Liquigás Distribuidora S.A. (antes Sophia do Brasil S.A. e Agip do Brasil S.A.). Nossos resultados operacionais para 2004 só incluem os resultados da Liquigás Distribuidora a partir de agosto até dezembro de 2004. Vide Nota 20 das nossas demonstrações financeiras consolidadas para obter mais informações sobre estas aquisições. Nós adotamos a FIN 46 em nossas demonstrações financeiras para o exercício findo em 31 de dezembro de 2003. Nosso interesse em certas sociedades de propósito específico de projetos estruturados e usinas termelétricas foi consolidado linha-a-linha no demonstrativo de lucros e perdas começando a partir de 1 de janeiro de 2004. Embora existiram efeitos em cada linha do demonstrativo de lucros e perdas, estes não tiveram um impacto significativo sobre a nossa renda líquida. PIFCo A moeda funcional da PIFCo é o dólar americano. De modo substancial, todas as vendas da PIFCo são feitas em dólares americanos e todas as dívidas denominadas em dólares americanos. Portanto, os demonstrativos financeiros consolidados e auditados da PIFCo até 31 de dezembro de 2004 e 2003, e para cada um dos três anos do período findo em 31 de dezembro de 2004, e as notas que os acompanham contidas em este relatório anual foram apresentadas em dólares americanos e preparadas em conformidade com o GAAP de Estados Unidos e inclui, de forma total e completa, as subsidiárias da PIFCo: Petrobras Europe Limited, Petrobras Finance Limited, Bear Insurance Company Limited BEAR (que a Brasoil, uma subsidiária da Petrobras, transferiu à PIFCo em janeiro de 2003) e Petrobras Netherlands B.V. (que a PIFCo transferiu à Petrobras em janeiro de 2003). Vide Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras e Nota 1 sobre os demonstrativos financeiros consolidados e auditados. APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES RELATIVAS ÀS RESERVAS As estimativas de nossas reservas comprovadas de petróleo bruto e gás natural até 31 de dezembro de 2004, incluídas em este relatório anual foram calculadas de acordo com as definições técnicas exigidas pela Comissão de Valores Mobiliários norte-americana, ou SEC. A empresa DeGolyer & MacNaughton forneceram as estimativas da maioria de nossas reservas líquidas no país até 31 de dezembro de 2004. Todas as estimativas de reserva envolvem um grau de incerteza. Vide Item 3. Informações Principais Fatores de Risco Riscos Relacionados a Nossas Operações para obter uma descrição dos riscos relativos às nossas reservas e às estimativas de reserva. Além disso, fizemos o registro das estimativas de reserva de petróleo e gás junto às autoridades governamentais na maioria dos países onde operamos. Em 14 de janeiro de 2005, registramos na ANP as estimativas de reserva do Brasil, em conformidade com as normativas brasileiras, totalizando 11,1 bilhões de barris de petróleo bruto e GNL, e 11.814 bilhões de pés cúbicos de gás natural. As estimativas de reserva que registramos junto à ANP e aquelas fornecidas no presente documento diferem em mais de cinco por cento. Esta diferença resulta (1) da exigência da ANP de que as reservas provadas sejam estimadas através do abandono técnico dos poços de produção, ao invés de limitar a estimativa de reservas à vida de nossos contratos de concessão, conforme o exige a Norma 4-10 do Regulamento S-X e (2) do critério técnico diferente para registrar reservas provadas, incluindo o uso de dados sísmicos 3-D para estabelecer as reservas provadas no Brasil. Registramos também as estimativas de reserva das nossas operações internacionais junto ás diversas agências governamentais conforme as diretrizes da Society of Petroleum Engineers (Sociedade de Engenheiros de Petróleo ou SPE). A soma das estimativas de reserva das nossas operações internacionais, conforme as diretrizes da SPE, equivalem a 1,0 bilhão de barris de petróleo bruto e GNL, e 5.188 bilhões de pés cúbicos de gás natural, o qual difere em aproximadamente 50% das reservas estimadas fornecidas no presente documento por causa das diretrizes técnicas diferentes da SPE que permitem (1) o registro das reservas na Bolívia além da vida de certos contratos de venda de gás, e (2) o registro de reservas na Nigéria, baseadas em dados sísmicos 3-D e em certas técnicas de recuperação de petróleo, como por exemplo a injeção de fluído, sem efetuar os testes do projeto piloto. 3
ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, DA DIRETORIA EXECUTIVA E DOS CONSULTORES Não se aplica. ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E PRAZO PREVISTO Não se aplica. ITEM 3. INFORMAÇÕES PRINCIPAIS Petrobras Dados Financeiros Selecionados A tabela que se segue estabelece os nossos dados financeiros consolidados, apresentados em dólares norte-americanos e elaborados em conformidade com o US GAAP. Os dados referentes a cada um dos cinco anos no período findo em 31 de dezembro de 2004 foram extraídos de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas, as quais foram auditadas pela Ernst & Young Auditores Independentes S/S no exercício findo em 31 de dezembro de 2004 e 2003 e pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2002, 2001 e 2000. As informações que se seguem deverão ser lidas em conjunto com e são qualificadas em seu inteiro teor por referência às demonstrações financeiras consolidadas auditadas e suas respectivas notas explicativas, bem como ao Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras. 4
DADOS DO BALANÇO Ativo Em 31 de dezembro de, 2004 2003 2002 2001 2000 (em milhões de dólares norte-americanos) Ativo Circulante: Caixa e equivalentes a caixa $ 6.856 $ 8.344 $ 3.301 $ 7.360 $ 5.826 Contas a receber, líquido 4.285 2.905 2.267 2.759 2.211 Estoques 4.904 2.947 2.540 2.399 3.087 Impostos recuperáveis 1.475 917 672 664 463 Adiantamento a fornecedores 422 504 794 483 268 Outros ativos circulantes 1.484 1.817 748 661 671 Total do ativo circulante 19.426 17.434 10.322 14.326 12.526 Ativos fixos tangíveis, líquido 37.020 30.805 18.224 19.179 19.237 Investimentos em companhias não consolidadas e outros investimentos 1.862 1.173 334 499 530 Outros ativos: Contas a receber, líquido 411 528 369 476 359 Adiantamento a fornecedores 580 416 450 403 496 Petróleo e Álcool A receber do Governo Federal (1) 282 239 182 81 1.509 Títulos Públicos 326 283 176 665 3.542 Obrigação de pensão não reconhecida 61 187 333 Depósitos restritos a processos judiciais e fianças 699 543 290 337 230 Impostos a recuperar 536 467 156 164 Investimentos PEPSA e PELSA 1.073 Ágio 211 183 Despesas antecipadas 271 190 100 78 42 Títulos comercializáveis 313 806 208 212 30 Valor justo de operações de hedge do gás natural 635 Outros 510 545 209 257 302 Total de outros ativos 4.774 4.200 3.274 2.860 6.843 Total de ativos $ 63.082 $ 53.612 $ 32.154 $ 36.864 $ 39.136 5
Passivo e patrimônio líquido Passivo circulante: Contas a pagar a fornecedores $ 3.284 $ 2.261 $ 1.702 $ 1.783 $ 2.011 Impostos a pagar 2.569 2.305 1.801 2.145 1.616 Financiamentos a curto prazo 547 1.329 671 1.101 3.128 Parcela circulante dos financiamentos de longo prazo 1.199 1.145 727 940 952 Parcela circulante dos projetos estruturados 1.313 842 239 680 565 Parcela circulante de obrigações de arrendamento mercantil 266 378 349 298 236 Dividendos e juros sobre o capital a pagar 1.900 1.955 307 93 6 Folha de pagamento e encargos relacionados 618 581 283 333 289 Adiantamentos de clientes 290 258 119 26 55 Obrigações de benefícios aos funcionários Pensão 166 160 89 117 454 Outros passivos circulantes 1.176 823 976 528 328 Total de passivos circulantes 13.328 12.037 7.263 8.044 9.640 Exigíveis a longo prazo: Dívida de longo prazo 12.145 11.888 6.987 5.908 4.833 Projetos estruturados 4.399 5.066 3.800 3.153 2.056 Obrigações de benefícios aos funcionários Pensão 2.915 1.895 1.363 1.971 2.854 Obrigações de benefícios aos funcionários Assistência Médica 2.137 1.580 1.060 1.409 1.465 Obrigações de arrendamento mercantil 1.069 1.242 1.907 1.930 1.370 Imposto de renda diferido 1.558 1.122 259 717 1.722 Obrigações relativas a atividades termoelétricas 1.095 1.142 Incentivo para compras diferidas 153 Provisão pelo abandono de poços 403 396 Outros exigíveis 497 541 350 406 338 Total de exigíveis em longo prazo 26.371 24.872 15.726 15.494 14.638 Participação minoritária 877 367 (136) 79 153 Patrimônio líquido Ações autorizadas e emitidas: Ações preferenciais 4.772 2.973 2.459 1.882 1.882 Ações ordinárias 6.929 4.289 3.761 2.952 2.952 6
Reserva de capital e outros 10.805 9.074 3.081 8.413 9.871 Total do patrimônio líquido 22.506 16.336 9.301 13.247 14.705. Total do passivo e do patrimônio líquido $ 63.082 $ 53.612 $ 32.154 $ 36.864 $ 39.136 (1) Antes de 29 de julho de 1998, a Conta de Petróleo e Álcool evidencia a diferença entre nossos custos atuais pela importação de petróleo e derivados e os valores estabelecidos pelo governo brasileiro. De 29 de julho de 1998 a 31 de dezembro de 2001, foi preciso efetuar alguns ajustes pela PPE na Conta de Petróleo e Álcool, no transporte de combustível e em outros valores reembolsáveis. Válido desde a desregulamentação de preços em 2 de janeiro de 2002, a Conta de Petróleo e Álcool apresenta somente o balanço dos ativos devido a nós pelo governo brasileiro e os ajustes decorrentes da correção monetária e revisão da conta. Vide Item 4. Informações sobre a Companhia Regulação do Óleo e do Gás Industrial no Brasil Regulação de Preços Conta de Petróleo e Álcool. 7
DADOS DA DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO Exercício findo em 31 de dezembro de, 2004 2003 2002 2001 2000 (em milhões de dólares norte-americanos, exceto os dados referentes a ações e dados por ação) Venda de produtos e serviços $ 51.954 $ 42.690 $ 32.987 $ 34.145 $ 35.496 Imposto de valor agregado e outros sobre vendas e serviços (11.882) (9.644) (7.739) (8.627) (8.829) CIDE(1) (2.620) (2.249) (2.636) Preço de parcela específica PPE(2) (969) 288 Receita operacional e líquida 37.452 30.797 22.612 24.549 26.955 Custo de vendas (3) 20.303 15.416 11.506 12.807 13.449 Depreciação, exaustão e amortização (4) 2.481 1.785 1.930 1.729 2.022 Exploração, incluindo poços secos (4)(5) 613 512 435 404 440 Despesas de vendas, gerais e administrativas 2.901 2.091 1.741 1.751 1.450 Outras despesas operacionais (6) 572 597 222 277 189 Total de custos e despesas 26.870 20.401 15.834 16.968 17.550 Renda financeira 911 602 1.142 1.375 1.113 Despesa financeira (1.733) (1.247) (774) (808) (909) Variação monetária e cambial sobre ativos e passivos monetários, líquido 450 509 (2.068) (915) (575) Despesa de benefício aos funcionários (650) (595) (451) (594) (370) Outros rendimentos não operacionais (despesa), líquido(7) (625) (892) (1.395) (1.847) (861) Renda (perda) antes do imposto de renda, participação minoritária e mudança contábil 8.935 8.773 3.232 4.792 7.803 Benefício (despesa) com imposto de renda: Corrente (2.114) (2.599) (1.269) (1.196) (1.574) Diferido (117) (64) 116 (193) (949) Total do benefício (despesa) com imposto de renda (2.231) (2.663) (1.153) (1.389) (2.523) Participação minoritária nos resultados das subsidiárias consolidadas (514) (248) 232 88 62 8
Lucro antes do efeito da mudança de prática contábil 6.190 5.862 2.311 3.491 5.342 Efeito acumulado da mudança de prática contábil, líquido de impostos (4) 697 Rendimento líquido do exercício $ 6.190 $ 6.559 $ 2.311 $ 3.491 $ 5.342 Média ponderada do número de ações em circulação:(8) Ordinárias /ADS 634.168.418 634.168.418 634.168.418 634.168.418 634.168.418 Preferenciais//ADS 462.369.507 461.379.749 451.935.669 451.935.669 451.935.669 Lucro básico e diluído por ação: Ordinárias /ADS(9) $ 5,65 $ 5,99 $ 2,13 $ 3,21 $ 4,92 Preferenciais /ADS(9) 5,65 5,99 2,13 3,21 4,92 Dividendos em dinheiro por ação (10): Ordinárias /ADS $ 1,73 $ 1,78 $ 1,19 $ 1,62 $ 0,45 Preferenciais /ADS 1,73 1,78 1,19 1,62 0,45 (1) O CIDE (Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico) é o imposto por transação devido ao governo federal. (2) De acordo com a legislação específica aplicável à Conta Petróleo e Álcool até 31 de dezembro de 2001, a Conta Petróleo e Álcool foi realizada mediante a arrecadação da Parcela de Preço Específica - PPE decorrente da venda da maioria de produtos derivados do petróleo (gasolina, óleo diesel e GPL). A PPE representa a diferença entre os preços de venda desses produtos na refinaria (livre de ICMS e outros encargos cobrados na venda), fixado em reais pelo governo brasileiro, e o preço de realização correspondente a esses produtos, os quais servem de base para o cálculo líquido dos rendimentos das operações. O preço de realização (PR) para cada produto foi determinado em base ao cálculo de preços estabelecido pelo governo brasileiro que, com um atraso de aproximadamente um mês, refletiram as mudanças nas cotações dos produtos derivados no mercado internacional e na taxa de câmbio. Quando o valor de faturamento líquido, sem ICMS e PASEP/COFINS, excedeu o preço de realização, a cobrança da PPE foi positiva e reduziu o saldo da Conta Petróleo e Álcool. Inversamente, quando o valor de faturamento líquido, sem ICMS e PASEP/COFINS foi menor que o preço de realização, a cobrança da PPE foi negativa e aumentou a Conta Petróleo e Álcool. Vide Item 4. Informações sobre a Companhia Regulamentação do Setor de Óleo e Gás no Brasil Regulação de Preços Conta Petróleo e Álcool. (3) Os valores informados são líquidos, sem o impacto de encargos e impostos governamentais de US$ 68 milhões em 2001 e de um crédito de US$ 19 milhões em 2000. As regulamentações governamentais que deram origem a esses encargos/créditos e contribuições foram abolidas em 2002. (4) Em 2002, US$ 284 milhões referentes a custos por abandono foram reconhecidos como depreciação, exaustão e amortização em conformidade com o SFAS 19. Em 2003, como resultado da nossa adoção do SFAS 143 Contabilidade para Obrigações de Retirada de Ativo, a depreciação na obrigação de retirada de ativo foi registrada sob depreciação, exaustão e amortização, enquanto um aumento de despesa foi registrado em exploração, incluindo poços secos exploratórios. Com esta mudança, US$ 43 milhões referentes a custos por abandono foram reconhecidos como exploração, incluindo poços secos exploratórios em 2003. O efeito cumulativo da adoção é registrado separadamente. (5) Em 2004, analisamos e revisamos nossos custos estimados referentes a poços abandonados e a desmobilização de áreas de produção de petróleo e gás, levando em conta as novas informações sobre a época prevista de abandono e os custos decorrentes. As mudanças na obrigação de retirada de ativos estimada foram relacionadas principalmente às expectativas de mudança dos preços do petróleo tipo Brent, o que fez com que os campos correlacionados tivessem 9
uma vida econômica mais longa. Esta análise resultou em uma queda na provisão relacionada de US$ 196 milhões com um ganho reconhecido em renda líquida e registrado na linha intitulada custos observados na exploração de petróleo e gás. Vide nota 2(i) em demonstrações financeiras consolidadas auditadas. (6) Os valores informados são livres do impacto de encargos e impostos governamentais de US$ 45 milhões em 2001 e de US$ 81 milhões em 2000. As regulamentações governamentais que originaram esses encargos e contribuições foram abolidas em 2002. (7) Os valores relatados incluem encargos financeiros com relação à Conta Petróleo e Álcool de US$ 2 milhões em 2002, US$ 16 milhões em 2001 e US$ 35 milhões em 2000. (8) Em 24 de abril de 2000, nosso conselho de administração autorizou um grupamento de ações à razão de 1 para 100 com vigência a partir de 23 de maio de 2000. (9) Os rendimentos básicos e diluídos por ação em 2003 foram afetados pela nossa adoção do SFAS 143. Essa mudança nos princípios contábeis alterou os nossos rendimentos básicos e diluídos de 2003 por ação de 5,35 (antes do efeito da mudança de prática contábil) para 5,99 (após o efeito da mudança de prática contábil). (10) Representa os dividendos declarados com relação aos rendimentos de cada período. PIFCo A tabela que se segue apresenta os nossos dados financeiros consolidados, apresentados em dólares norte-americanos e elaborados em conformidade com o US GAAP. Os dados referentes a cada um dos cinco anos no período findo em 31 de dezembro de 2004 foram extraídos de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas da PIFCo, as quais foram auditadas pela Ernst & Young Auditores Independentes S/S no exercício findo em 31 de dezembro de 2004 e 2003 e pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2002, 2001 e 2000. As informações que se seguem deverão ser lidas em conjunto com e são validadas na sua íntegra em referência às demonstrações financeiras consolidadas auditadas da PIFCo e suas respectivas notas explicativas, bem como ao Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras. 10
Declaração de rendas: Exercício findo em 31 de dezembro de, 2004 2003 2002 2001 2000 (em milhões de dólares norte-americanos) Venda de petróleo bruto e derivados e Serviços: Partes relacionadas $ 10.118,4 $ 5.543,0 $ 5.375,5 $ 5.860,6 $ 7.573,3 Outros 2.237,2 1.432,5 1.014,7 399,9 363,7 Renda de arrendamento (1) 36,1 10,7 12.355,6 6.975,5 6.426,3 6.271,2 7.937,0 Despesas operacionais: Custos de vendas Partes relacionadas (4.391,3) (2.851,4) (2.409,0) (1.648,1) (1.341,5) Outros (7.844,7) (4.068,7) (3.962,5) (4.604,9) (6.571,1) Despesa de arrendamento (1) (24,0) (10,5) Despesa com vendas, gerais e administrativas Partes relacionadas (98,7) (17,1) Outros (1,1) (1,5) (1,2) (0,1) (12.335,8) (6.938,7) (6.396,7) (6.263,6) (7.912,6) Lucro operacional 19,8 36,8 29,6 7,6 24,4 Renda financeira(2) Partes relacionadas 568,6 401,7 201,9 155,4 217,4 Outros 110,2 41,2 17,7 3,4 4,2 Total 678,8 442,9 219,6 158,8 221,6 Despesa financeira (3) Partes relacionadas (169,0) (111,9) (61,3) (67,4) (153,1) Outros (592,2) (370,8) (253,4) (119,7) (66,6) Total (761,2) (482,7) (314,7) (187,1) (219,7) Ganhos em material e equipamento 0.4 Outras rendas, líquido Partes relacionadas (0,5) 11
Outros 4,0 Resultado (perdas) $ (59,1) $ (3,0) $ (65,5) $ (20,3) $ 26,3 Dados do Balanço (final do período): Caixa e equivalentes a caixa $ 1.107,3 $ 664,2 $ 260,6 $ 48,6 $ 51,2 Contas a receber dos fornecedores Títulos a receber Partes relacionadas 7.788,1 5.064,5 4.837,1 2.583,7 3.011,2 Outros 153,2 109,4 57,1 44,7 39,6 Partes relacionadas 1.936,9 1.726,4 1.631,6 283,0 Adiantamento de exportação Partes relacionadas 1.414,7 1.479,4 751,2 751,2 Títulos comercializáveis 1.864,8 615,8 96,3 Total de ativos 14.670,2 10.196,6 8.697,3 4.277,8 3.244,5 Contas a pagar aos fornecedores Partes relacionadas 562,1 271,0 292,0 288,1 70,8 Outros 568,1 349,0 281,1 231,0 593,2 Títulos a pagar Partes relacionadas 6.435,0 2.442,8 3.688,2 334,6 1.716,6 Financiamento a curto prazo e parcela circulante dos financiamentos de longo prazo 680,9 1.076,4 367,5 990,4 530,4 Dívida a longo prazo 6.151,8 5.825,3 3.248,7 2.335,0 245,0 Obrigações de arrendamento mercantil 601,7 Total do Patrimônio Líquido 35,7 94,8 43,9 49,4 9,7 Total do Passivo e do Patrimônio Líquido 14.670,2 10.196,6 8.697,3 4.277,8 3.244,5 (1) Em janeiro de 2003, a PIFCo transferiu a PNBV, sua subsidiária de arrendamento, para a Petrobras. Em decorrência de tal fato, a PIFCo não teve renda nem despesa de arrendamento em 2003 e 2004. (2) A renda financeira representa principalmente os juros imputados realizados da venda de petróleo bruto e produtos derivados da PIFCo para a Petrobras. (3) A despesa financeira consiste principalmente em custos incorridos pela PIFCo com o financiamento de suas atividades relativas à importação, para a Petrobras, de petróleo bruto e produtos derivados. Taxas de Câmbio Até 14 de março de 2005, existiam dois mercados de câmbio principais no Brasil: o mercado de câmbio comercial e o mercado de câmbio de taxas flutuantes. Em 4 de março de 2005, o Conselho Monetário Nacional (National Monetary Council) promulgou a Resolução Nº 3.265 e anunciou a unificação das posições cambiais das instituições financeiras brasileiras no 12
mercado de câmbio, a partir de 14 de março de 2005. Antes desta unificação, havia uma convergência de preço e liquidez tanto no mercado de câmbio comercial como no mercado de câmbio de taxas flutuantes embora estivessem sujeitos à regulamentação específica. A maioria das transações comerciais e financeiras é realizada com utilização do mercado de câmbio comercial. Estas transações incluem a compra ou venda de nossas ações ou o pagamento de dividendos sobre nossas ações a acionistas fora do Brasil. As transações não realizadas no mercado de câmbio comercial são geralmente realizadas no mercado de taxas flutuantes. Todas as transações de cambio deverão ser realizadas através do mercado de cambio unificado. Moeda estrangeira somente pode ser adquirida por intermédio de instituições financeiras brasileiras autorizadas a operar neste mercado e estão sujeitas ao controle do sistema eletrônico do Banco Central. Em ambos mercados, as taxas são livremente negociadas, porém podem ser influenciadas pela intervenção do Banco Central do Brasil. Contudo, o Banco Central do Brasil permite que a taxa real/dólar norte-americano flutue livremente, e somente intervém ocasionalmente para controlar alterações expressivas nas taxas de câmbio. Não podemos prever se o Banco Central ou o governo brasileiro continuará a permitir que o real flutue livremente ou se realizará ou não intervenções nas taxas do mercado câmbio através do sistema de banda cambial ou qualquer outro. O real desvalorizou 52,3% em 2002 frente ao dólar norte-americano, antes da valorização de 18,2% em 2003 e de continuar valorizando-se 8,1% em 2004. Em 23 de junho de 2005, o real tinha se valorizado a R$2,3932 por US$ 1,00, representando aproximadamente 9,8% de valorização no ano, até a presente data. O real poderá sofrer desvalorizações ou valorizações substanciais no futuro. Vide Fatores de Risco Riscos Relacionados ao Brasil. A tabela a seguir provê informações sobre a taxa de câmbio do dólar norte-americano para venda, expressada em reais por dólar (R$/US$), para os períodos indicados. A tabela utiliza as taxa de venda comercial anterior a 14 de março de 2005. 13
Exercício findo em 31 de dezembro (R$ /US$ ) Máxima Mínima Média(1) Final do Período Exercício findo em 31 de dezembro 2004 2003 2002 2001 2000 Meses Dezembro 2004 Janeiro 2005 Fevereiro 2005 Março 2005 Abril 2005 Maio 2005 Junho 2005 (até 23 de junho) 3,205 2,654 2,926 2,654 3,662 2,822 3,075 2,889 3,955 2,271 2,924 3,533 2,835 1,935 2,352 2,320 1,985 1,723 1,830 1,956 2,787 2,654 2,721 2,654 2,722 2,625 2,690 2,625 2,632 2,562 2,600 2,595 2,762 2,601 2,705 2,666 2,660 2,520 2,582 2,531 2,531 2,378 2,452 2,404 2,489 2,370 2,427 2,393 Fonte: Banco Central do Brasil (1) As cifras de final de exercício dos anos calendários de 2004, 2003, 2002, 2001 e 2000 representam a média das taxas de câmbio no encerramento do mês durante o período pertinente. A cifra fornecida para o período do ano de 2005, até e incluindo 23 de junho de 2005 representa a média das taxas de câmbio no encerramento do expediente em cada dia útil durante o período em questão. A lei brasileira prevê que, sempre que houver um desequilíbrio grave na balança de pagamentos do Brasil ou sérias razões para se prever tal desequilíbrio, poderão ser impostas pelo governo brasileiro restrições temporárias às remessas a partir do Brasil. Tais medidas poderão vir a ser tomadas pelo governo brasileiro no futuro, inclusive medidas relativas a remessas referentes às Ações Preferenciais, Ações Ordinárias ou ADSs da nossa empresa. Vide "-Fatores de Risco - Riscos Relacionados ao Brasil". Fatores de Risco Riscos Relacionados a Nossas Operações Nossas operações são afetadas pela volatilidade dos preços do petróleo bruto e dos produtos derivados de petróleo. Uma soma considerável de nossa receita provém das vendas de petróleo bruto e produtos derivados. Não temos, e não passaremos a ter, controle sobre os fatores que afetam os preços no mercado internacional do petróleo bruto e produtos derivados. Os preços médios do petróleo bruto tipo Brent, petróleo padrão internacional, foram de aproximadamente US$ 38,21 por barril em 2004, US$ 28,84 por barril em 2003 e US$ 25,02 por barril em 2002. As mudanças nos preços do petróleo bruto ocasionam mudanças nos preços dos produtos derivados do petróleo. 14
De maneira geral, os preços do petróleo bruto e dos produtos derivados de petróleo no mercado internacional flutuaram bastante em conseqüência de vários fatores. Esses fatores incluem: acontecimentos econômicos e políticos, em nível regional e mundial, em áreas produtoras de petróleo bruto, em particular no Oriente Médio; o poder da Organização dos Países Exportadores de Petróleo ( OPEP ) e de outras nações produtoras de petróleo bruto em fixar e manter níveis de produção e preços de petróleo bruto; outros atos praticados por países que são grandes produtores ou consumidores de petróleo bruto; concorrência de outras fontes de energia; regulamentações governamentais nacionais e internacionais; condições climáticas; e guerra e terrorismo. Acreditamos que haverá volatilidade e incerteza contínuas quanto aos preços de petróleo bruto e derivados de petróleo no mercado internacional. Diminuições substanciais e incertas dos preços do petróleo bruto poderão prejudicar nossos negócios, nossos resultados operacionais e nossa situação financeira, bem como o valor das nossas reservas comprovadas. Ademais, um declínio significativo nos preços do petróleo bruto poderá reduzir e alterar nossos investimentos e em conseqüência afetará desfavoravelmente nossa previsão de produção a médio prazo e nossas reservas estimadas no futuro. Nossa capacidade de atingir os nossos objetivos de crescimento depende, em grande parte, da nossa habilidade em descobrir reservas adicionais, bem como do desenvolvimento bem sucedido das mesmas. Caso contrário, isso nos impediria de atingir nossos objetivos de longo prazo para aumentar a produção. Nossa capacidade de atingir os nossos objetivos de crescimento depende, em grande parte, da nossa habilidade em descobrir reservas adicionais, bem como do desenvolvimento bem sucedido das reservas atuais. Nossas atividades de exploração e desenvolvimento nos expõem a riscos inerentes à perfuração, incluindo o risco de não descobrirmos reservas de petróleo bruto ou gás natural comercialmente produtivas. Os custos da perfuração de poços são imprecisos e inúmeros fatores escapam ao nosso controle (tais como condições inesperadas de perfuração, falhas dos equipamentos ou acidentes, e escassez ou atrasos na disponibilidade da sondas de perfuração e na entrega dos equipamentos) podem fazer com que as operações de perfuração sejam restringidas, adiadas ou canceladas. Estes riscos se elevam quando perfuramos em águas profundas (entre 300 e 1500 metros) e águas ultra-profundas (1500 metros ou mais). Em 2004, a perfuração em águas profundas revelou que aproximadamente 56,6% dos poços perfurados são exploráveis, uma percentagem superior a outras fontes de petróleo e de gás. A menos que sejamos bem sucedidos nas atividades de exploração e desenvolvimento ou adquiramos propriedades contendo reservas comprovadas, ou as duas coisas, as nossas reservas comprovadas sofrerão declínio à medida que forem sendo exploradas. As futuras atividades de perfuração, exploração e aquisição da empresa poderão não dar resultado e, caso sejam mal sucedidas, prejudicariam os resultados futuros de nossas operações e nossa situação financeira. As estimativas de reserva de petróleo bruto e gás natural da nossa empresa envolvem algum grau de incerteza e poderão se revelar incorretas no decorrer do tempo, o que poderia afetar negativamente a nossa habilidade de gerar renda. As reservas comprovadas de petróleo e gás natural que constam deste relatório anual constituem nossas quantidades estimadas de petróleo bruto, gás natural e líquidos de gás natural que dados de geologia e engenharia demonstram com razoável certeza serem recuperáveis de reservas conhecidas sob as condições econômicas e operacionais existentes (ou seja, preços e custos na data de realização da estimativa). Nossas reservas desenvolvidas provadas de petróleo e gás natural constituem reservas que se pode esperar que sejam recuperadas por intermédio de poços existentes com os equipamentos e métodos operacionais existentes. Há incertezas inerentes à estimativa de quantidades de reservas provadas relacionadas aos preços prevalecentes do petróleo bruto e do gás natural aplicáveis à nossa produção, que podem nos levar a realizar revisões 15
nas nossas estimativas de reserva. Estas revisões nas nossas estimativas de reserva, poderiam diminuir a produção, o que prejudicaria os resultados futuros de nossas operações e nossa situação financeira. Nós estamos sujeitos a inúmeras normas ambientais e de proteção à saúde que se tornaram mais rígidas e poderão se tornar mais rigorosas no futuro, o que possivelmente acarretará o aumento de nossas responsabilidades e de nossas despesas. Nossas atividades estão sujeitas a uma ampla variedade de leis, regulamentos e exigências de licenciamento nas esferas federal, estadual e municipal, relativas à proteção da saúde humana e do meio ambiente, no Brasil e em outros países em que operamos. No Brasil, estamos sujeitos a sanções civis, criminais e administrativas em razão da inobservância da regulamentação ambiental que, entre outras coisas, limita ou proíbe emissões ou derramamentos de substâncias tóxicas produzidas em função de nossas operações. Em 2004, tivemos vazamentos de 140.000 galões de petróleo bruto, comparados ao vazamento de 73.000 galões em 2003 e 52.000 galões em 2002. Como resultado disso, fomos multados por vários órgãos ambientais federais e estaduais, nos tornamos réus de vários processos civis e criminais, e estamos sujeitos a vários inquéritos e a responsabilidades civis e criminais em potencial em decorrência de tais vazamentos. As práticas de descarga e emissões de resíduos podem exigir que limpemos ou reaparelhemos nossas instalações a um custo bastante alto, podendo acarretar responsabilidades significativas. O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis, ou IBAMA, vem investigando nossas plataformas na Bacia de Campos, e poderá estabelecer multas, restrições na operação ou outras sanções relacionadas às suas investigações. Nós estamos sujeitos às leis ambientais e qualquer prejuízo que venha ocorrer ao meio ambiente representa um alto custo para nós (compensação ambiental). Estes custos afetam negativamente a rentabilidade dos nossos projetos e os tornam inviáveis em termos econômicos. Todavia, como a legislação ambiental está se tornando mais rígida no Brasil, é provável que nossos investimentos relativos ao cumprimento com os regulamentos ambientais e às despesas para efetuar benfeitorias nas nossas práticas de saúde, segurança e ambientais aumentem, talvez de forma considerável, no futuro. Devido a que o valor dos investimentos que fazemos está sujeito às limitações do governo brasileiro, os gastos exigidos para o cumprimento com os regulamentos ambientais poderiam resultar em reduções em outros investimentos estratégicos que planejamos, e qualquer referida redução poderá ter um efeito adverso substancial nos resultados das nossas operações ou na nossa condição financeira. Podemos sofrer perdas e gastar tempo e dinheiro nos defendendo em litígios e arbitragens pendentes. Atualmente somos parte em inúmeros processos judiciais e administrativos relativos a reivindicações civis, administrativas, ambientais, trabalhistas e fiscais apresentadas contra nós. Essas reivindicações abrangem valores significativos e outros recursos. Um grande número de disputas responde por parcela significativa do total de reivindicações contra nós. A Secretaria de Receita Federal afirmou que, as plataformas de perfuração e produção não podem ser classificadas como embarcações marítimas, e, portanto, não devem ser afretadas, mas arrendadas. Com base nessa interpretação da legislação brasileira, as remessas para o exterior de pagamentos de afretamento seriam novamente classificadas como pagamentos de arrendamento, e estariam sujeitas à retenção de imposto a uma taxa de 25%. O Serviço da Receita Federal arquivou duas tributações fiscais contra nós no valor de R$ 3.157 milhões (aproximadamente US$ 1.098 milhões). Vide Item 8. Informações Financeiras Processos Judiciais. Ademais as recentes mudanças nas leis brasileiras relativas aos benefícios de aposentadoria de nossos empregados poderão aumentar a nossa exposição a litígios laborais no futuro. Na hipótese de parte dos pleitos que consideramos representar risco de perda remota ou razoavelmente possível ser julgada de modo desfavorável a nós, ou na hipótese das perdas estimadas se revelarem superiores às provisões efetuadas, o custo total decorrente das decisões desfavoráveis poderá ter efeito prejudicial relevante sobre a situação financeira e os resultados operacionais da nossa empresa. Além disso, nossa administração poderá ter que dedicar tempo e atenção para defender a empresa em tais litígios, o que poderá impedi-la de concentrar-se nos negócios principais da empresa. Dependendo dos resultados, algumas das questões judiciais, poderão resultar em restrições às nossas operações e ter efeito prejudicial relevante para alguns de nossos negócios. Se a legislação do Estado do Rio de Janeiro, que impõe a aplicação de ICMS nas atividades de produção de petróleo, for aplicada a nós, isso resultará em um prejuízo relevante no resultado de nossas operações e situação financeira. Em junho de 2003, o Estado do Rio de Janeiro promulgou uma lei, conhecida como Lei Noel, que impõe o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços ICMS em atividades de produção. Apesar de a lei estar tecnicamente em vigor, o governo do Estado do Rio de Janeiro ainda não a aplicou. Atualmente, o ICMS é cobrado dos distribuidores no ponto de venda das refinarias, mas não na cabeça do poço. Como resultado disso, a nova lei poderá impedir que a empresa utilize parte 16
dos impostos incidentes na cabeça do poço no Rio de Janeiro para compensar os impostos que incidem nas refinarias em outros estados da federação, resultando na bitributação de um mesmo produto, já que haveria tributação tanto no nível da produção quanto no de refino. A constitucionalidade desta legislação está sendo contestada no Supremo Tribunal Brasileiro. Se a lei for declarada constitucional e o Estado do Rio de Janeiro nos aplicar a lei, o valor de ICMS que teríamos que pagar ao Estado do Rio de Janeiro aumentaria em aproximadamente R$5,85 bilhões (US$ 2 bilhões) ao ano. Este aumento poderia afetar de forma negativa os nossos resultados operacionais e situação financeira. Nossa participação no mercado nacional de energia gerou perdas e pode nunca se tornar lucrativa. De forma compatível com a tendência global de outras importantes companhias de gás e petróleo e com vistas a garantir a demanda de nosso gás natural, temos atuado no mercado nacional de energia. Apesar de uma série de incentivos introduzidos pelo governo brasileiro anterior para promover o desenvolvimento de usinas termelétricas, o desenvolvimento de tais usinas por investidores privados tem sido lento. Nossa empresa atualmente investe em 12 (10 em operação e 2 em construção e desenvolvimento) das 39 usinas de geração de energia movidas a gás que estão sendo construídas ou que se propõe a serem construídas no Brasil, nos termos do programa destinado a promover o desenvolvimento de usinas termelétricas, denominado Programa Prioritário de Termoeletricidade, ou PPT. A demanda de energia produzida por nossa usinas termelétricas tem sido menor do que esperávamos devido ao bom resultado das condições hidrológicas dos último anos que aumentaram o abastecimento e reduziram os custos da energia provenientes das usinas. Em 2002, o Congresso Brasileiro aprovou uma lei que aumenta a intervenção do governo no mercado de energia doméstico, e em 2003, a administração vigente propôs um novo modelo regulador para o setor de energia. Apesar do novo modelo originar incentivos para investimentos neste setor, as mudanças provocadas não reduziram os riscos de perda. Vide Item 4. Informações sobre a Companhia Gás Natural e Energia Novo Modelo Regulador. Limitamos os nossos investimentos no mercado nacional de energia, mas a nossa participação nesse mercado pode nunca se tornar lucrativa, e continuar a afetar adversamente os nossos resultados operacionais e a nossa situação financeira. Talvez não consigamos obter financiamentos para todos os nossos investimentos planejados. Se for assim, nossos resultados operacionais e situação financeira seriam afetados negativamente. O governo brasileiro controla o nosso orçamento, estabelecendo limites de investimentos e dívidas de longo prazo. Como empresa estatal, devemos submeter os nossos orçamentos anuais à aprovação do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, do Ministério de Minas e Energia e do Congresso Nacional. Estamos procurando obter financiamentos que não exijam a aprovação do Governo Federal, tais como financiamentos estruturados, no entanto, não podemos garantir que tenhamos sucesso. Assim sendo, talvez não tenhamos a liberdade necessária para realizar todos os investimentos que planejamos, inclusive os que acordamos realizar para expandir e desenvolver os nossos campos de petróleo bruto e de gás. Se não pudermos realizar esses investimentos, nossos resultados operacionais e nossa situação financeira poderiam ser prejudicados. Flutuações cambiais podem prejudicar bastante a nossa situação financeira e nossos resultados operacionais, pois a maioria de nossa receita é denominada em reais e a maior parte de nossas obrigações é em outras moedas. O principal mercado para nossos produtos é o Brasil e nos últimos 3 exercícios fiscais mais de 80% das nossas receitas foram denominadas em reais. Uma parcela substancial de nossas dívidas e algumas de nossas despesas operacionais e dispêndios de capital estão, e há expectativa de que continuem a ser, denominados em, ou corrigidos de acordo com o dólar norte-americano e outras moedas estrangeiras. Ademais, durante 2004 importamos petróleo bruto e produtos derivados de petróleo no valor de US$ 6,9 bilhões, cujos preços foram todos denominados em dólares norte-americanos. O real se desvalorizou em 52,3% em 2002 e se valorizou em 18,2% em 2003 e 8,1% em 2004, em relação ao dólar norte-americano. Em 23 de junho de 2005, a taxa de conversão do real era de R$2,3932 por dólar norte-americano, representando uma desvalorização no ano de, aproximadamente, 9,8% em 2005 até a presente data. O valor do real com relação ao dólar norte-americano poderá continuar a flutuar e poderá incluir uma desvalorização significativa do real frente ao dólar norte-americano, conforme ocorreu em 2002. Qualquer desvalorização substancial do real poderá afetar adversamente os nossos fluxos de caixa operacionais e a nossa habilidade de cumprir as nossas obrigações denominadas em moeda estrangeira. 17