RELATÓRIO DE ADMINISTRAÇÃO 2012 MENSAGEM DO PRESIDENTE DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO A TAG exerce um papel estratégico no mercado de gás natural do País. Tem hoje a maior rede de gasodutos em território brasileiro, totalizando 6.571 km de extensão, participando da logística do gás nas regiões Norte, Nordeste e Sudeste. Movimenta gás de produção nacional e gás importado, quer da Bolívia, em conexão com o gasoduto da TBG, quer oriundo das importações em navios no estado liquefeito, através dos terminais de regaseificação, um no Ceará e outro no Rio de Janeiro. Em 2012, tal movimentação representou quase 80% de toda a demanda, o que permitiu a garantia do suprimento tanto ao parque industrial do País, quanto à geração termelétrica e outros usos, todos de vital relevância para a economia brasileira. Sob o aspecto financeiro, a Companhia realizou investimentos de R$ 1,5 bilhão, receita operacional bruta de R$ 5,8 bilhões, lucro líquido de R$ 996 milhões e EBITDA de R$ 4,6 bilhões, demonstrando ser uma das maiores subsidiárias do sistema Petrobras. A todos os Conselheiros que comigo decidiram as diversas matérias da gestão da Companhia durante o exercício de 2012, meus agradecimentos, extensivos aos membros do Conselho Fiscal. Cumprimento também a Diretoria e toda a Força de Trabalho que permitiram os resultados obtidos neste exercício, bem como espero que sua gestão seja aprimorada em 2013, no sentido de se alcançar metas ainda mais desafiadoras no segmento de transporte, como parte integrante da cadeia de suprimento do gás natural. RESUMO EXECUTIVO Rio de Janeiro, 31 de janeiro de 2013 José Alcides Santoro Martins Presidente do Conselho de Administração A Transportadora Associada de Gás - TAG - finaliza o exercício social de 2012 com R$ 28 bilhões em ativos, a malha de gasodutos de transporte de gás totaliza 6.571 quilômetros de extensão, 20 estações de compressão de gás natural e 123 pontos de entrega. O volume médio diário transportado foi de 76,6 milhões m³ por dia, representando um acréscimo de 42% sobre o volume movimentado no exercício anterior. Consolida assim a fase estruturante da malha de transporte de gás, com faturamento pleno de todos os contratos de transporte e incorporação da Transportadora GASENE S.A.. Com volume médio movimentado ascendente, estabeleceu recorde de movimentação (101 milhões de m³/dia), no dia 12/12/12, demonstrando segurança e confiabilidade no suprimento ao mercado, em especial, atendendo à demanda para geração de energia elétrica e ao setor industrial, alinhado com o objetivo de proporcionar uma estável geração de caixa, suficiente para remunerar os investimentos realizados. O volume de investimentos atingiu a marca de R$ 1,5 bilhão, refletindo a conclusão de um período de intenso crescimento da malha de gasodutos, e que consiste de projetos de adequações operacionais e encerramento de contratos. Destacam-se a entrada em operação de 7 novos s de Entrega de gás natural ao mercado e o início da construção da variante do Gasoduto Guamaré (RN) - Pecém (CE) - o chamado Gasfor II. Os indicadores financeiros de 2012, alinhados com o início do faturamento pleno dos contratos de transporte, apresentaram crescimento em relação ao exercício de 2011, a saber: faturamento bruto totaliza R$ 5,9 bilhões - superior em 26%; lucro líquido de R$ 997 milhões - crescimento de 157%; geração operacional de caixa (Indicador EBITDA) de R$ 4,6 bilhões, com um crescimento de 47%; Em 2012, a TAG distribuiu dividendos referente ao resultado de 2011 no valor de R$ 1,2 bilhão e pagou juros sobre capital próprio no montante de R$ 195 milhões. Para o exercício de 2013 está estimada a distribuição ao acionista de R$ 933 milhões, sendo R$ 300 milhões de juros sobre capital próprio - R$ 195 milhões já pagos em 2012 - e R$ 633 milhões na forma de dividendos. 1 - APRESENTAÇÃO A Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG, subsidiária integral da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, consolidou-se como a maior transportadora de gás natural do país, movimentando um volume médio de 76,7 milhões de m³/dia, representando um acréscimo de 42% sobre o exercício anterior, com movimentação recorde no dia 12/12/12, alcançando a marca de 101 milhões de m³/dia. Aproximadamente 79% (1) de todo o gás natural comercializado pela Petrobras, entregue ao mercado é realizada pela TAG. A extensão da malha de gasodutos em operação sob a gestão da TAG passou de 6.645 km em 2011 para 6.571 km em 2012, devido à adequação da malha de gasodutos de transporte, ao realizar transferência de ativos com a Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS, cedendo o gasoduto - não mais utilizado - Gasduc II (RJ), e, em contrapartida, recebendo os gasodutos Lagoa Parda-Vitória - (ES) e Atalaia-Laranjeiras - (SE). Em 2012, a TAG consolidou a confiabilidade e flexibilidade de sua malha de gasodutos, capacidade e segurança operacional, alinhada a sua missão de Assegurar o Transporte de Gás Natural, com Flexibilidade e Confiabilidade, para Atendimento aos Diversos Segmentos de Mercado, sem interrupção ou acidente. 2 - PERFIL DA EMPRESA Conforme mencionado acima, a TAG tem como acionista a Gaspetro e a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás natural em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros. Atualmente se restringe ao negócio do transporte de gás por gasodutos. A origem da Transportadora Associada de Gás (TAG) remonta a 2002, quando sua razão social era Transportadora de Gás Campinas-Cubatão (TCC). Em 2004 tornou-se Transportadora Amazonense de Gás (TAG) e em 13 de dezembro de 2006 a razão social foi alterada para Transportadora Associada de Gás. Com essa nova razão social e atendendo à diretriz da Petrobras de centralizar na TAG a gestão de todas as transportadoras em que a Gaspetro detivesse 100% do capital, a TAG incorporou, em 30 de janeiro de 2008, a Transportadora Nordeste e Sudeste S.A. (TNS) e a Transportadora Capixaba de Gás S.A. (TCG), em 18 de agosto de 2010, a Transportadora Urucu Manaus S.A. (TUM). Em 30 de janeiro de 2012, a TAG incorporou a Transportadora Gasene S.A. (2), com ativos na ordem de R$ 6,3 bilhões. 3 - PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO, MISSÃO, VISÃO E VALORES A estratégia corporativa e os planos de ação de curto e de longo prazo são conduzidos de acordo com o Plano de Negócios de seu acionista. Missão: Assegurar o transporte de gás natural com segurança, confiabilidade e rentabilidade. Visão: Ser reconhecida pela excelência na gestão do transporte de gás natural. Valores: ÉTICA SUSTENTABILIDADE Atuamos com profissionalismo e respeito, prezando por princípios morais e comportamentais que estejam alinhados com as melhores práticas empresariais. Atuamos de forma sustentável, dando a devida importância aos aspectos que envolvem a Responsabilidade Social, Gestão Ambiental e Desenvolvimento Econômico. (1) Volume Médio Entregue pela TAG dividido pela Demanda Média de Gás em território brasileiro, no ano de 2012. (2) A Transportadora GASENE é a proprietária dos gasodutos GASCAC - Cacir GASCAV - Cabiúnas-Vitória, que, em conjunto com o gasoduto Cacimbas-Vitória, compõem o Sistema Gasene e interligam as malhas Nordeste e Sudeste. RESULTADO PESSOAS Valorizamos o ser humano mantendo um ambiente de trabalho descontraído onde todos possam contribuir com novas ideias, estimulando a criatividade e o engajamento. Atuamos com o foco no resultado, realizando uma eficiente gestão de infraestrutura de transporte de gás com total comprometimento e responsabilidade. 4 - GOVERNANÇA CORPORATIVA A estrutura de governança corporativa da TAG é composta dos Conselhos de Administração e Fiscal, Diretoria e da Auditoria Interna. Conselho de Administração Órgão de natureza colegiada e com autonomia dentro de suas prerrogativas e responsabilidades, estabelecidas por Lei e pelo Estatuto Social da Companhia. Tem como principais atribuições fixar as diretrizes estratégicas da Companhia e supervisionar os atos de gestão da Diretoria. O Conselho é composto por quatro integrantes, sendo três representantes do acionista controlador e um representante indicado pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, que são eleitos em Assembleia Geral Ordinária para mandatos de três anos, permitida a reeleição. Conselho Fiscal Colegiado permanente e independente da Administração, como prevê a Lei das Sociedades por Ações, é composto por três membros, eleitos em Assembleia Geral Ordinária, com mandatos de um ano, permitida a reeleição, sendo dois representantes do acionista controlador e um representante indicado pelo Governo Federal. Cabe ao Conselho Fiscal representar os acionistas na sua função fiscalizadora, acompanhando os atos dos administradores e verificando o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários, bem como defender os interesses da Companhia e dos acionistas. Diretoria Exerce a gestão dos negócios, em sintonia com a missão, os objetivos, as estratégias e as diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração. É composta pelo Diretor Superintendente e três diretores, Comercial, Financeiro e Técnico-Operacional, eleitos pelo Conselho para mandatos de três anos, permitido a reeleição. Auditoria A Auditoria Interna subordinada diretamente ao Conselho de Administração atua, prioritariamente, de forma preventiva, em assuntos relacionados aos controles internos, os quais são reforçados pelas reuniões mensais dos Conselhos de Administração e Fiscal, e pela reunião semanal da Diretoria Executiva. Atua assessorando a alta administração no alcance dos objetivos definidos no Plano Estratégico da Controladora através de uma abordagem sistemática e disciplinada para avaliação e melhoria da eficácia dos processos de gerenciamento de riscos, controle e governança corporativa. Planeja e executa as atividades de auditoria, realizando em 2012, 8 (oito) trabalhos de acordo com o Plano Anual de Atividades de Auditoria Interna (Paint). Propicia, dentre outros ganhos, o fortalecimento do ambiente de controles internos, por meio, principalmente, da melhoria nos procedimentos para a fiscalização e gerenciamento dos contratos de compra e/ou prestação de serviços, do aprimoramento das normas internas e do cumprimento da legislação vigente. Os assuntos referentes aos trabalhos de auditoria, realizados no exercício de 2012, foram reportados aos respectivos gestores, para as regularizações e melhorias necessárias. A Companhia se vale também de Auditoria Externa, escolhida pelo Conselho de Administração, com restrição à prestação de serviço de consultoria. A cada cinco anos, é obrigatório, a contratação de nova empresa de auditoria externa. 5 - GESTÃO EMPRESARIAL Negócio Com um faturamento anual de R$ 5,9 bilhões, EBITDA de R$ 4,6 bilhões e ativos da ordem de R$ 28 bilhões a TAG se consolida como uma das maiores subsidiárias do Sistema Petrobras e a maior transportadora de gás do Brasil. O principal objetivo do corpo gestor da TAG é: Proporcionar uma estável Geração de Caixa, suficiente para remunerar seu acionista, e manter o crescimento da empresa, dentro da regulação existente. A conquista deste objetivo será alcançada através da aplicação de uma Gestão Empresarial que priorize: A excelência nos serviços prestados; A integridade e segurança de operação no transporte de gás; A execução dos projetos nos prazos e custos previstos; A eficiência e a disciplina de capital na gestão; A manutenção da prioridade no crescimento orgânico, mas atento às oportunidades dentro do segmento de transporte de gás. Buscando a excelência em custos e eficiência administrativa e operacional, a TAG conta com um corpo funcional muito reduzido, composto por gerentes e coordenadores com reconhecida experiência em suas áreas de atuação. Além disso, a TAG captura as sinergias com a estrutura do Sistema, por intermédio de um contrato de compartilhamento de custos celebrado com a Petrobras, abrangendo processos de contabilidade, assessoria jurídica, execução financeira, além de participação em contratos de suporte às atividades administrativas. A Companhia utiliza o Sistema Integrado de Gestão Empresarial, através de uma ferramenta reconhecida no mercado como modelo para integração de processos e gestão de dados. A gestão operacional é efetuada junto à Transpetro, contratada pela TAG para operar sua infraestrutura (inclusive as unidades de compressão próprias) realizando a movimentação e entrega do gás natural e aos locadores de sistema de compressão de gás natural, atuando conforme demanda. Através do sistema BDEMQ GAS (banco de dados, estoque e movimentação e qualidade) é possível o acompanhamento e certificação do volume diário movimentado. Em complemento ao sistema BDEMQ o sistema SAGa (Sistema de Alocação de Gás), permite, através da geração de pares ordenados, a correta identificação do ponto de origem do gás entregue em cada ponto de saída, proporcionando maior controle operacional e facilidade no faturamento. Está prevista, para o ano de 2013, a integração dos dois sistemas (SAGa e BDEMQ Gás), de forma que os volumes medidos nos pontos de entrega passem a ser enviados, automaticamente, para o BDEMQ onde serão geradas as informações para faturamento do gás transportado. Quanto ao faturamento, está em implementação um processo de automatização, levando em consideração o volume transportado, origem e destino, assim como todas as demais rotinas fiscais e sistêmicas em prática nos processos de faturamento do Sistema Petrobras - (Sistemas Integrados de Gestão Empresarial - ERP). Em dezembro de 2012, foi implementado o CT-e, Conhecimento de Transporte Eletrônico nos faturamentos de serviço de transporte da TAG, atendendo ao AJUSTE SINIEF Nº 09 de 2007, emitido pelo Conselho Nacional de Política Fazendária - CONFAZ e a Secretaria da Receita Federal do Brasil. Recursos Humanos A TAG encerrou o ano de 2012 contando com o efetivo de 23 colaboradores, todos cedidos pela Gaspetro, sua acionista controladora. Atuando em um Modelo de Gestão Matricial, onde todo o suporte das atividades é fornecido pelo Sistema Petrobras, as pessoas que compõem a empresa possuem um perfil profissional gerencial, fundamental à viabilização de seus objetivos dentro do Modelo de Gestão proposto. O Desenvolvimento de Recursos Humanos da TAG privilegia a formação e capacitação gerenciais e está diretamente ligado às estratégias da Área de Gás & Energia da Petrobras. A TAG adota todas as políticas e orientações corporativas de Recursos Humanos da Petrobras, praticando o Código de Ética do Sistema com suas respectivas Normas de Conduta. Segurança, Meio Ambiente e Saúde A atuação com responsabilidade Ambiental e Social é premissa operacional na manutenção das operações como também no desenvolvimento de novos ativos. A TAG busca, permanentemente, a excelência operacional, respeitando os mais rigorosos padrões de segurança, além de buscar mitigar ao máximo os impactos ambientais e sociais negativos, bem como potencializar os positivos.
ção Transportadora Associada de Gás S.A. A cada novo empreendimento, os seguintes programas são desenvolvidos nas regiões envolvidas visando minimizar os impactos nas comunidades, fauna e flora, enfatizando a integração do empreendimento à localidade. Elaboração de Estudo de Análise de Risco - EAR e de Estudo de Impacto Ambiental Estes estudos permitem a identificação dos riscos e dos impactos resultantes da instalação e operação de um dado empreendimento. Após a identificação destes sãos desenvolvidos programas e atividades que visam eliminar, mitigar e gerenciar os impactos e os riscos detectados. Programa de Monitoramento de Fauna O programa visa o monitoramento sistemático da fauna, permitindo a avaliação dos impactos e das alterações geradas no ecossistema. Programa de Comunicação Social Busca estabelecer uma ligação permanente entre a TAG e as comunidades vizinhas ao empreendimento, consolidando um fluxo de comunicação contínuo e permanente com os diferentes públicos do empreendimento, reduzindo as dúvidas e problemas relacionados à implantação e operação do empreendimento. Programa de Educação Ambiental Visa desenvolver ações educativas nas comunidades locais e com a força de trabalho, formuladas através de um processo participativo, difundindo novos hábitos e valores ambientalmente corretos. Projetos de Recomposição Florestal O projeto de recomposição florestal tem como objetivo a reposição da vegetação suprimida reconstituindo a mata com espécies nativas. Também são observadas e integram como itens a serem cumpridos pelos fornecedores de serviço as seguintes diretrizes nas atividades diárias nos diversos ativos, zelando pelo bem estar do empregado, sua segurança, saúde e meio ambiente. Dentre as principais exigências podemos relacionar: 1. Programa de Prevenção de Riscos Ambientais - PPRA, 2. Programa de Controle Médico e Saúde Ocupacional - PCMSO, 3. Programa e Condições e Meio Ambiente do Trabalho na Indústria da Construção - PCMAT e 4. Plano de Emergência Médica e Primeiros Socorros - PEMPS. Inserção Digital e Integração Social Com o objetivo de implantar a Rede Nacional do Plano Nacional de Banda Larga - PNBL e possibilitar a inserção digital das comunidades ao longo do trajeto dos gasodutos, a TAG e a Telecomunicações Brasileiras S.A. - TELEBRAS celebraram contrato em 5 de setembro de 2012, viabilizando a utilização da infraestrutura disponível de Fibras Óticas implantada pela TAG. Integridade, Manutenção e Obras Foram atendidos os planos de inspeção de integridade de 2012, com as inspeções dentro da programação planejada. Como eventos de maior relevância, destacaram-se: 15 passagens de PIG Instrumentado 20 passagens de PIG de Limpeza O PIG Instrumentado verifica a perda de espessura do gasoduto, é de vital importância para verificação da integridade estrutural do duto. O PIG de Limpeza retira todas as impurezas que se encontram no interior do duto. Programas e Indicadores de Manutenção Em 2012, foram realizadas análises críticas dos relatórios e indicadores relativos aos contratos de Manutenção, nesta avaliação foram analisados os desvios dos planos de manutenção e dos indicadores contratuais. Auditoria de O&M Com a finalidade de verificar a execução correta dos planos de Manutenção, Integridade, SMS e inspeção, foram realizadas auditorias na Transpetro em 2012 nas malhas: Malha Nordeste Setentrional: Auditados os seguintes segmentos: Faixa do GASALP, Estação de Distribuição de Gás (EDG) de Pilar, de Entrega de Rio Largo (AL), de Entrega Termopernambuco, e de Entrega de Cabo (PE) no período de 27 a 30/03/2012. Malha Nordeste Meridional: Auditados os seguintes segmentos no estado da Bahia, PE Down Química, EDG São Francisco, EDG Camaçari, EDG e ECOMP (estação de compressão) de Catu no período de 25 a 27/07/2012. Malha Sudeste: Auditados os seguintes segmentos no estado do Espírito Santo, Faixa TIMS-Cacimbas, PE Vitória, PE Vale, EDG TIMS, ECOMP de Piúma no período de 16 a 19 de outubro de 2012. Recebimento de obras Em 2012, foram assinados 16 Termos de Recebimentos de Obras (obras entregues para TAG), sendo 10 s de Entrega, 02 Gasodutos e 2 ramais. Manutenção da Infraestrutura A confiabilidade e segurança operacional da infraestrutura existente para o transporte de gás natural (gasodutos e demais instalações) são asseguradas pela Transpetro. A operação do gasoduto possui procedimentos de manutenção visando à preservação da integridade das instalações (Programa de manutenção de faixa), com a aplicação de recursos humanos, técnicos e materiais, de forma, prioritariamente, preventiva, a fim de garantir a segurança das pessoas e instalações, a preservação do meio ambiente, a confiabilidade dos componentes e instalações, a continuidade operacional e a qualidade dos serviços de transporte de gás natural. As principais atividades de manutenção desenvolvidas nos gasodutos ao longo de sua fase operacional são: Inspeções periódicas, Manutenção preventiva, Passagem de PIG, e Manutenção corretiva das faixas de servidão e controle de erosão. Desmobilizações Ainda em 2012, foram realizados três leilões de alienação de tubos e sucatas, resultando em receita adicional, além da redução de áreas nos pátios de armazenagem. 6 - ATIVOS DE TRANSPORTE Com ativos de transporte de Gás Natural distribuídos nas regiões Norte, Nordeste e Sudeste, a TAG detém capacidade total de movimentação de gás na ordem de 226 milhões de m³/dia, proporcionando confiabilidade e segurança de suprimento. Concluída a fase estruturante dos ativos, isto é, investimentos em complementação e interligação das malhas, o objetivo passa a ser a manutenção e ampliação desta capacidade de transporte, além das instalações de novos s de Entrega para o mercado. Investimentos Os investimentos em 2012 totalizam R$ 1.528 milhões, contemplando os esforços na estruturação, adequação e manutenção da malha de gasodutos, destacando os encerramentos de contratos e desmobilizações. Investimentos em Milhões de R$ Região 2008 2009 2010 2011 2012 Região Norte 156 111 341 322 154 Região Nordeste 157 739 796 179 465 Região Sudeste 1.181 3.311 2.836 1.346 754 Manutenção 43 96 56 63 155 TOTAL 1.538 4.257 4.029 1.909 1.528 Região Sudeste Foram R$ 754 milhões em investimentos diretos, com destaque para os seguintes ativos: GASDUC III - R$ 132 milhões Gasoduto Cabiúnas-Duque de Caxias/RJ. Fechamento do processo de importação de equipamentos para estação de compressão de gás de Campos Elíseos. Reforço estrutural no Túnel sob a Serra dos Gaviões, no município de Silva Jardim/RJ, com projeto de avaliação e contenção do maciço. GASTAU - R$ 191 milhões Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté/SP. Fechamento do processo de importação de equipamentos para estação de compressão de gás de Taubaté. Finalização de obra com desmobilizações e avaliação de adequações e divergências entre projetos básico e executivo. GASAN II e GASPAL II - R$ 222 milhões Interligam a estação de compressão de gás natural em Guararema/SP à RPBC (Refinaria Presidente Bernardes-Cubatão/SP). Com início de operação comercial em outubro de 2011, compreende a finalização da construção com desmobilizações e adequações de projetos (básico e executivo), serviços de engenharia referentes ao monitoramento e acompanhamento do projeto, interligação elétrica, além de finalização da estação de compressão de Guararema, única com turbinas elétricas, com aquisição de sobressalentes. GASCAR - R$ 84 milhões Gasoduto Campinas/SP-Japeri/RJ Fechamento de processo de importação de equipamentos para estação de compressão de gás do Vale do Paraíba. s de Entrega - R$ 60 milhões A construção de novos pontos de entrega amplia a capacidade de suprimento às distribuidoras estaduais de gás natural, usinas termelétricas e unidades da Petrobras. Neste sentido, foram investidos R$ 60 Milhões em 17 pontos de entrega na Região Sudeste além de R$ 10 Milhões com manutenções de pontos já existentes e operacionais. Região Nordeste Foram R$ 465 milhões em investimentos diretos, com destaque para os seguintes itens: GASFOR II (variante) - R$ 90 milhões A construção da variante do gasoduto GASFOR, trecho de 80 quilômetros interligando os pontos de entrega de Horizonte a Caucaia, ambos no estado do Ceará, desativando o trecho original, permitindo a duplicação de rodovia com a transferência do gasoduto para área com menor densidade demográfica e exposição a risco. Pilar (BA)-Ipojuca (PB) - R$ 63 milhões Gasoduto com o propósito de reforçar o abastecimento dos estados de Alagoas, Pernambuco, Paraíba e Rio Grande do Norte. Os gastos são referentes à conclusão de obra, com adequação de projetos. Sistema GASENE - R$ 240 milhões Fechamento de processo de importação de equipamentos para estação de compressão de gás do Catu e realização com suprimentos e conclusão de pendências de construção. s de Entrega - R$ 17 milhões Foram realizados investimentos em 11 pontos de entrega novos, além da adequação e manutenção em outros 4 pontos de entrega, Fibra Ótica - R$ 18 milhões De modo geral, na construção de um gasoduto, um sistema de fibra ótica é lançado ao longo do trajeto. Concluída a interligação junto ao gasoduto Catu (BA)-Pilar (AL), com extensão de 445 quilômetros. Região Norte Foram R$ 154 milhões em investimentos diretos, com destaque para os seguintes itens: Estações de Compressão - R$ 132 milhões Finalização de obra, com desmobilizações e avaliação das adequações de projetos. Gasoduto GASCOM - R$ 22 milhões Gasoduto Coari-Manaus, finalização dos investimentos, com gastos referentes à parcela relativa a transporte operacional, equipamentos e serviços de engenharia com monitoramento e acompanhamento do projeto. Manutenção da Infraestrutura Dispendido R$ 155 milhões com investimentos em manutenção de pontos de entrega, melhorias em equipamentos periféricos e faixas de servidão de gasodutos, em estações de compressão de gás, reabilitação e reforço estrutural de dutos antigos ou em travessias de cursos d água. Licenciamento Ambiental O processo de licenciamento ambiental tem como objetivo permitir o desenvolvimento das atividades da Companhia em conformidade com a legislação vigente, cumprindo os preceitos legais e regulamentares durante todo ciclo de vida de uma dada instalação. Nos últimos anos, a TAG passou por um processo de expansão da sua malha dutoviária, exigindo uma atuação da Companhia nas esferas federal e estadual, a depender do órgão ambiental competente pelo licenciamento do empreendimento. A obtenção de uma Licença de Operação não representa apenas a conformidade legal da operação do empreendimento, mas atesta, também, a viabilidade ambiental do mesmo. Dentre as principais Licenças de Operação obtidas ao longo de 2012, destacam-se: de Entrega Japeri II (RJ), emitida em 04/01/2012; de Entrega de Suape (CE), emitida em 11/05/2012; de Entrega de Resende II (RJ), emitida em 03/07/2012. de Entrega Carmópolis (SE) II, emitida em 08/08/2012; de Entrega de Caçapava (SP), emitida em 06/09/2012. de Entrega de Linhares (ES), emitida em 20/11/2012; A rede de gasodutos de gás natural compreende uma malha de 6.571 Km, compostos de um sistema interligado de Pecém(CE) até a refinaria Presidente Arthur Bernardes (RPBC) em Cubatão(SP), com ramificações para o interior, chegando nas cidades mineiras de Belo Horizonte e Jacutinga ao sul do estado. Adicionalmente, monetizando a jazida do alto Solimões, o sistema URUCU-COARI-MANAUS, transporta Gás Natural para a capital do estado do Amazonas, suprindo as usinas Termelétricas locais, responsáveis por quase a totalidade da geração de energia elétrica na região. O mapa apresenta a localização e abrangência dos ativos de transporte da TAG. Malha de Gasodutos da TAG Colômbia Peru Colômbia AC Chile Coari - Manaus Urucu - Coari Urucu AM Bolívia Venezuela Coari RO Argentina RR Manaus Guiana Paraguai Suriname MT PA AP GO TO DF MG GASFOR Pecém CE Guamaré MA Açu - Serra do Mel RN Nordestão PI PB Cabo PE Ipojuca Gaslap (Pilar-Cabo) Pilar - Ipojuca Ramal FAFEN - SERGAS Carmópolis - Pilar SE AL Pilar Carmópolis Itaporanga Itaporanga - Carmópolis Atalaia Atalaia - Itaporanga Catu - Itaporanga Catu GASEB BA Cacimbas - Catu (Gasene - Trecho Norte) GASBEL Cacimbas MS Cacimbas - Vitória Brumadinho Belo GASBEL II Horizonte Vitória Paulínia - Jacutinga Vitória Cabiúnas (Gasene - Trecho Sul) SP Campinas - Rio GASDUC III Jacutinga Cabiúnas REPLAN (Trecho Campinas-Taubaté) Catu - Itaporanga REDUC Guararema GASAN Japeri-REDUC Catu PR GASVOL (REDUC-Volta Redonda) Cacimbas - Catu (GASCAC) RECAP Campinas - Rio (Trecho Taubaté-Japeri) RPBC Caraguatatuba - Taubaté - GASTAU SC GASPAL Candeias - Camaçari (12 ) (RECAP - Volta Redonda) RS GASPAL II GASAN II Candeias Uruguai Guiana Francesa Taubaté Japeri Volta Redonda Candeias - Aratu Oceano Atlântico Gasodutos TAG s Notáveis GASEB Santiago - Camaçari (14 ) Santiago - Camaçari (18 ) Camaçari Candeias - Camaçari (14 )
ção Os gráficos a seguir apresentam a evolução dos principais ativos, que são constituídos dos gasodutos de transporte de gás natural, estações de compressão e pontos de entrega: Extensão da Malha x Estações de Compressão e Entrega x Movimentação Malha Nordeste Região Sudeste A malha da Região Sudeste é composta por um conjunto de 15 gasodutos interligados com 2.842 km de extensão, que abrange os estados do Rio de Janeiro, São Paulo, Minas Gerais e Espírito Santo. GASCAC PE Mucuri SP MG PE Betim PE UTE Ibirité PE Betim II UTE Aureliano Chaves PE Brumadinho SCOMP ESMAN UTE Juiz de Fora PE Juiz de Fora PE UTE Juiz de Fora PE Campos PE Igrejinha GASBEL I PR cabiúnas SCOMP ESTAP Campos PR campos Elíseos PE Rio das Flores PE GNL Baía de Guanabara UTE Mario Lago Paulínia-Jacutinga PE Cidade do Aço PR REDUC UTE Norte Fluminense PE Barra Mansa GASBEL II PE Jacutinga UTE Gov. Leonel Brizola GASCAB Jacutinga ECOMP Vale do Paraíba PE Volta GASDUC II UPGN cabiúnas Redonda PR REPLAN SCOMP REDUC Macaé PE Cruzeiro GASCAR PE Guaratinguetá PE UTE Mario Lago PR Paulínia ECOMP Taubaté PE Resende GASDUC III PE UTE Norte Fluminense PE Piraí PE Guapimirim Paulínia PE Bragança PE Taubaté PE Lorena GASPAL I PE Paracambi REDUC REPLAN Paulista Niterói PE REVAP PE Japeri PE Pindamonhangaba GASBOL UTE Barbosa Lima Sobrinho Arraial do Cabo GASTSJC GASTAUB PE Japeri II REVAP PE Termorio I PE Suzano GNL Baía de Guanabara PE São José dos Campos PE Termorio II PE Capuava GASTAU PE REDUC PE RECAP Rio de Janeiro PR São Paulo Guararema ECOMP Campos Elíseos RECAP Caraguatatuba GASAN II RPBC ECOMP PE São Bernardo do Campo Guararema UPGN RPBC GASPAL II PR Caraguatatuba PR RPBC Santos PE RPBC Merluza PE Cubatão PE UTE Euzébio Rocha UTE Euzébio da Rocha Campinas GASPAL I PE REGAP REGAP SCOMP Congonhas GASBEL II Esta capilaridade permite o transporte de gás oriundo de jazidas nacionais, boliviano ou GNL, que é regaseificado na Baía da Guanabara. A malha conta com 48 pontos de entrega, atendendo as companhias distribuidoras locais e grandes clientes destas, usinas termelétricas e unidades da Petrobras (refinarias e usinas térmicas), além de 10 estações de compressão. Gasodutos em Operação na Malha Sudeste Belo Horizonte PE São Braz do Suaçuí I PE São Braz do Suaçuí II PE Barbacena GASVOL RJ GASCAV ECOMP Piúma ES PR Cacimbas PE UTE Linhares PE Aracruz ECOMP Aracruz Cacimbas-Vitória PR UTG Sul PE VB10 PE Vale PE Viana PE cachoeiro Vitória PE Anchieta UTG Sul Capixaba UTGC Cacimbas PE SDV-02 PE Barra do Riacho PE Spinassé PE Dagussa Lagoa Parda-Vitória PE Vitória Oceano Atlântico Cidades Navio / Terminal GNL Refinarias Usina Termelétrica em Operação de Entrega em Operação de Entrega Futuro de Recebimento em Operação ECOMP em Operação SCOMP em Operação de Interconexão UPGN em Operação UPGN em Construção Gasodutos em Operação Gasoduto TBG - GASBOL Malha Nordeste Setentrional A Malha Setentrional compreende a infraestrutura existente entre os estados de Alagoas e Ceará, totalizando 1.512 quilômetros, trinta pontos de entrega de gás e quatro pontos de suprimento, cujas localizações estão indicadas no mapa a seguir. A infraestrutura existente permite o fluxo bidirecional com suprimento de gás natural liquefeito (GNL) na extremidade superior junto ao município de Pecém (CE), como também suprimento através da UPGN Guamaré (RN) - (Unidade de processamento de gás natural). Além disso, o Nordeste Setentrional também é suprido com gás proveniente do Gasene e do Nordeste Meridional devido à grande flexibilidade da malha de gasodutos da TAG. PI PR GNL Pecém PE Pecém PE UTE Termofortaleza GNL Pecém Fortaleza PE UTE Termoceará PE Fortaleza UTE Termoceará PE Aquiraz UTE Termofortaleza PE Pacajus PE Caucaia CE UTE José de Alencar SCOMP Aracati GASFOR PE Aracati PE Fazenda Belém PE Mossoró PR Guamaré-GASFOR PE UTE Termoaçu UTE Jesus Soares Pereira RN PB UPGN Guamaré PR Guamaré-Nordestão Nordestão PE Ielmo Marinho PE Macaíba PE Goianinha PE Mamanguape PE Campina Grande PE Pedras de Fogo Natal SCOMP Macaíba PE Santa Rita João Pessoa SCOMP santa Rita PE Goiana Oceano Atlântico Gasoduto Localidade Origem e Destino UF Extensão (Km) Diâmetro (pol) GASVOL Duque de Caxias - Volta Redonda RJ 100 18 GASPAL Volta Redonda - Capuava RJ / SP 326 22 GASAN Capuava - Cubatão SP 43 12 GASBEL Duque de Caxias - Betim RJ / MG 357 16 Cidades Navio / Terminal GNL Refinarias Usina Termelétrica em Operação Usina Termelétrica Planejada de Entrega em Operação de Entrega Futuro de Recebimento em Operação ECOMP em Operação SCOMP em Operação UPGN em Operação EDG em Operação Gasodutos em Operação BA PE AL PE Igarassu II Variante Nordestão PE Jaboatão PE Cabo PE Suape Pilar - Ipojuca PE Rio Largo SCOMP Pilar PE Marechal Deodoro PR Pilar Carmópolis - Pilar SE PE São Miguel dos Campos PE Penedo GASALP EDG Pilar Maceió UPGN Pilar PE Igarassu I PE Paulista Recife PE Recife PE Termopernambuco UTE Termopernambuco Ramal Termopernambuco RNEST Lagoa Parda-Vitória Lagoa Parda-Vitória ES 81 8 GASJAP Japeri - REDUC RJ 45 28 GASDUC III Cabiúnas - REDUC RJ 181 38 GASCAR Campinas-Rio SP / RJ 457 28 GASCAV + ramais Cabiúnas-Vitória RJ / ES 313 28 Cacimbas-Vitória Cacimbas-Vitória ES 130 26 Paulínia-Jacutinga Paulínia-Jacutinga SP / MG 93 14 GASBEL II Volta Redonda - Queluzito RJ / MG 269 18 GASTAU Caraguatatuba - Taubaté SP 96 28 GASAN II Capuava - Cubatão SP 39 22 GASPAL II Guararema - Capuava SP 54 22 RAMAIS DE CAMPOS ELÍSEOS Duque de Caxias RJ 5 16/20 A infraestrutura dutoviária instalada na Malha Sudeste permite o suprimento a partir de onze pontos de recebimento (inclusive GNL), a disponibilização de gás natural em dez usinas termelétricas, cinco companhias distribuidoras e quatro refinarias da Petrobras, além de contar com 10 instalações de compressão de gás e 51 pontos de entrega. Malha Sudeste - Principais Destaques Estados Recebimento Serviço Compressão Refinarias UTE Entrega Cia. Distribuidora Espírito Santo 2 2 1 10 1 Rio de Janeiro 4 3 1 5 16 2 Minas Gerais 2 1 2 11 1 São Paulo 5 3 4 1 14 1 Região Nordeste A região Nordeste dispõe de uma rede de gasodutos com 3.178 km de extensão, interligando a maior parte dos estados da região, desde o estado do Ceará até a Bahia, distribuída entre as Malhas Nordeste Setentrional e Meridional. Gasodutos em Operação na Malha Nordeste - Setentrional Gasoduto Localidade Origem e Destino UF Extensão (Km) Diâmetro (pol) GASFOR e ramais Guamaré-Pecém RN / CE 422 12/10 NORDESTÃO e ramais Guamaré-Cabo RN / PB/ PE 481 12 GASALP Pilar-Cabo PE / AL 215 12 Atalaia-Itaporanga Atalaia-Itaporanga SE / AL 29 14 Carmópolis-Pilar Carmópolis-Pilar SE / AL 176 26 Pilar-Ipojuca Pilar-Ipojuca AL/PE 189 24 Permite ao longo do trajeto o suprimento às diversas companhias distribuidoras locais e seus grandes clientes, usinas termelétricas de terceiros e unidades da Petrobras (refinarias, unidades de fertilizantes e usinas termelétricas Malha Nordeste Setentrional - Principais Destaques Estados Recebimento Serviço Compressão Refinarias UTE Entrega Cia. Distribuidora Alagoas 1 1 4 1 Pernambuco 1 1 9 1 Paraíba 1 4 1 Rio Grande do Norte 2 1 1 5 1 Ceará 1 1 2 8 1 Malha Nordeste Meridional A Malha Meridional abrange grande trecho dos gasodutos do Sistema GASENE (interligação entre as malhas sudeste e nordeste), o complexo petroquímico de Camaçari (BA) e contará a partir de 2013 com o terceiro terminal de recebimento de gás natural liquefeito (GNL). A infraestrutura totalizando 1.666 quilômetros, trinta pontos de entrega de gás e quatro pontos de suprimento, cujas localizações estão indicadas no mapa a seguir.
ção Transportadora Associada de Gás S.A. Malha Nordeste Meridional Gasodutos em Operação na Malha Nordeste - Meridional Gasoduto Localidade Origem e Destino UF Extensão (Km) Diâmetro (pol) GASEB Sergipe-Bahia SE / BA 230 14 Catu-Carmópolis Catu-Carmópolis BA / SE 287 26 Catu-Camaçari 14 Catu-Camaçari BA 32 14 Catu-Camaçari 18 Catu-Camaçari BA 34 18 Candeias-Camaçari 12 Candeias-Camaçari BA 37 12 Candeias-Camaçari 14 Candeias-Camaçari BA 42 14 Candeias-Aratu Candeias-Aratu BA 22 12 GASCAC Cacimbas-Catu ES / BA 954 28 Atalaia-Laranjeiras Atalaia-Laranjeiras SE 28 14 São supridas com gás natural sete usinas termelétricas, sete companhias distribuidoras e duas refinarias da Petrobras: Malha Nordeste Meridional - Principais Destaques Estados Recebimento Serviço Compressão Refinarias/ Unid. Fértil UTE Entrega Cia. Distribuidora Bahia 3 4 1 3 21 1 Sergipe 1 1 9 1 Região Norte Na região Norte, a TAG conta com uma malha de 803 km, interligando as jazidas da Bacia do Solimões à cidade de Manaus. O gasoduto vem produzindo uma significativa mudança na matriz energética do estado do Amazonas ao substituir o óleo diesel e o óleo combustível pelo gás natural na geração de energia elétrica em Manaus e nos diversos municípios localizados ao longo do traçado. Além da demanda térmica, atende também ao mercado não térmico da Companhia distribuidora local e à refinaria da Petrobras em Manaus. PR Urucu MG UPGN Urucu BA Cidades Refinarias de Entrega em Operação de Recebimento em Operação ECOMP em Operação UPGN em Operação Gasodutos em Operação Massa D água GASCAC GASCAC PE Itabuna PE Veracel ECOMP Prado ECOMP Juaruna PE Mucuri PE Eunápolis Urucu - Coari Salvador Gasodutos em Operação na Malha Norte Carmópolis - Pilar FAFEN-SE PE Penedo PE Socorro PE FAFEN-SE PE Carmópolis PE SERGAS Itaporanga - Carmópolis Ramal FAFEN - SERGAS PE Itaporanga Aracaju PE Águas Claras PE Aracaju EDG Atalaia PE Estância Atalaia - Laranjeiras - GAL Catu - Itaporanga PE Manguinhos PR Atalaia PE Fazenda Alvorada Atalaia - Itaporanga PE Fazenda Balsamo PE Araçás GASEB Oceano Atlântico UTE Celso Furtado GNL Bahia - Em Construção Gasoduto Localidade Origem e Destino UF AM Coari - Manaus ECOMP Coari Ramal Coari Coari PE Coari Ramal Codajás Candeias - Aratu 12 Santiago - Camaçari 18 Candeias - Camaçari 12 Extensão (Km) Santiago - Camaçari 14 UTE Camaçari UTE Rômulo Almeida Candeias - Camaçari 14 Diâmetro (pol) GASCOM Coari-Manaus AM 383 20 GARSOL Urucu-Coari AM 280 18 Ramais Diversos Coari-Manaus AM 139 3, 4 e 14 O gasoduto Urucu-Manaus conta com 2 Estações de Compressão próprias, Coari e Juaruna, e com 12 s de Entrega, distribuídos ao longo da malha, atendendo aos seguintes agentes: BA GASCAC PR UPGN Candeias UPGN Candeias PE Candeias- Manati PE Codajás Codajás PR Manati EDG Candeias PE UPGN Candeias SCOMP Candeias PE Candeias RLAM PE Cabotó Cidades Navio / Terminal GNL Refinarias Usina Termelétrica em Operação de Entrega em Operação de Recebimento em Operação Estação de Distribuição de Gás PE Cexis PE Aratu Catu - Itaporanga EDG Catu SCOMP Catu PE Catu ECOMP Catu PE FAFEN-BA PR Catu PE Cia Salvador EDG Aratu PE Chesf PE RLAM 10 FAFEN-BA PE RLAM 6 Candeias - Camaçari 14 GASEB UPGN Santiago PR Catu 14 ECOMP em Operação SCOMP em Operação FAFEN UPGN em Operação Gasodutos em Operação Gasodutos de Transferência PE Camaçari-Manati PE Camaçari Residual EDG Camaçari PE UTE Rômulo Almeida Manaus PE UTE Mauá Ramal UTE Aparecida PE Mauá Ramal Manacapuru Ramal Iranduba PE REMAN Ramal Caapiranga REMAN PE Caapiranga Manacapuru PE Manacapuru PE UTE Aparecida Caapiranga Iranduba PE Aparecida PE Iranduba PE Anamã PE Anori Anamã Ramal Anamã Anori Ramal Anori Malha Norte - Principais Destaques Estados Recebimento Serviço Compressão Refinarias A capacidade contratada é de 6,07 MMm³/dia, tendo movimentado uma média diária de 2,6 MMm³ em 2012. UTE Entrega Cia. Distribuidora Amazonas 1 2 1 2 12 1 7. CONTRATOS DE TRANSPORTE A relação comercial entre a TAG e seus clientes é regida por Contratos de Serviço de Transporte de Gás Natural, regulados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP. Por se tratar de uma atividade de capital intensivo, o retorno dos investimentos realizados pela transportadora na construção dos gasodutos deve ser garantido contratualmente, independentemente das eventuais flutuações da demanda de transporte de gás. Assim sendo, os Contratos de Transporte contam com cláusula de Encargo de Capacidade Não Utilizada (ship-or-pay), ou seja, condição contratual que garante ao transportador uma receita calculada com base na capacidade de transporte contratada e não somente no volume efetivamente movimentado. Ao final de 2012, a TAG detinha os seguintes contratos de transporte em vigor: Malha Sudeste, Malha Nordeste, Sistema Gasene, Novo Sistema de Transporte, Paulínia-Jacutinga, Sistema Urucu-Coari-Manaus, GASDUC III, GASTAU, Pilar-Ipojuca e Atalaia-Laranjeiras; todos assinados entre a TAG, na qualidade de Transportador, e a Petróleo Brasileiro S/A - PETROBRAS, na qualidade de Carregador. Contratos Malha Sudeste e Malha Nordeste A TAG é integrante e líder do Consórcio Malhas Sudeste Nordeste formado em 01/07/2003 para promover a expansão da infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural nas regiões Nordeste e Sudeste do Brasil. O Consórcio é formado pela TAG, por duas Sociedades de Propósito Específico - SPEs, denominadas Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN, e Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS - responsáveis pelos investimentos em novos gasodutos na Malha Nordeste e Sudeste, respectivamente - e pela Transpetro, responsável pela operação e manutenção dos gasodutos. O Contrato Malha Sudeste possui vigência de 20 anos, tendo iniciado em 01/01/2006, com término previsto para 31/12/2025 e engloba os seguintes gasodutos e ramais: Gasoduto GASVOL (REDUC - Volta Redonda) Gasoduto GASPAL (Volta - Redonda - RECAP) Gasoduto GASAN (RECAP-RPBC) Gasoduto GASBEL (REDUC-REGAP) Gasoduto GASCAR (Campinas - Japeri) RAMAL ESVOL-TEVOL RAMAL DE CAMPOS ELÍSEOS - 20 (Campos Elíseos - A-nel de Gás Residual) RAMAL DE CAMPOS ELÍSEOS - 16 (Trecho remanescente do GASDUC I) A capacidade contratada é de 43,8 milhões m 3 /dia, tendo atingido a movimentação média de 25,9 milhões m 3 /dia, em 2012. O Contrato Malha Nordeste possui vigência de 20 anos, tendo iniciado em 01/01/2006, com término previsto para 31/12/2025 e engloba os seguintes gasodutos e ramais: Gasoduto ATALAIA - ITAPORANGA (GAI) Gasoduto CANDEIAS - ARATU 12 Gasoduto CANDEIAS - CAMAÇARI 12 Gasoduto CANDEIAS - CAMAÇARI 14 Gasoduto CATU-PILAR - TRECHO CARMÓPOLIS-PILAR Gasoduto CATU-PILAR - TRECHO CATU-CARMÓPOLIS Gasoduto GASALP (PILAR - CABO) Gasoduto GASEB (SERGIPE - BAHIA) Gasoduto GASFOR (GUAMARÉ - PECÉM) Gasoduto NORDESTÃO (GUAMARÉ - CABO) Gasoduto SANTIAGO-CAMAÇARI 14 Gasoduto SANTIAGO-CAMAÇARI 18 LOOP NORDESTÃO (VARIANTE) RAMAL AÇU-SERRA DO MEL (GASMEL) RAMAL ARACATI RAMAL FAFEN II (Ramal FAFEN-SERGÁS) RAMAL SANTA RITA RAMAL TERMOFORTALEZA RAMAL TERMOPERNAMBUCO A capacidade contratada é de 21,6 milhões m 3 /dia, tendo atingido a movimentação média de 17,4 MMm 3 /dia em 2012. Sistema GASENE O Sistema GASENE interliga as malhas de gasodutos das regiões Sudeste e Nordeste do país. Esse sistema é formado por três trechos de gasodutos, conforme a seguir: Trecho Sul 1: Cabiúnas-RJ a Vitória-ES (GASCAV); Trecho Sul 2: Cacimbas-ES a Vitória-ES; Trecho Norte: Cacimbas-ES a Catu-BA (GASCAC). O Contrato de Serviço de Transporte possui vigência de 25 anos, tendo seu início ocorrido em 10/11/2008, quando da entrada em operação comercial dos Trechos Sul 1 e 2. O trecho Norte (GASCAC) foi concluído em 2010, entrando em operação comercial a partir de 01/05/2010. Em 2012, a capacidade contratada foi de 20,0 MMm³/dia para o Trecho Sul e 10,3 MMm³/dia para o Trecho Norte. A movimentação média total de gás, em 2012, no sistema GASENE alcançou o montante de 8,3 MMm³/dia. Malha Sudeste II O Contrato de Transporte para o Novo Sistema de Transporte abrange os gasodutos Japeri-Reduc(RJ), Gasbel II(RJ/MG), Gaspal II(SP) e Gasan II(SP). O contrato teve seu início em 01/12/2009, com a entrada em operação do gasoduto Japeri-Reduc, e vigorará por um prazo de 20 anos a contar da entrada em operação da última instalação (GASAN II), que ocorreu em 14 de outubro de 2011. A capacidade contratada é de 49,4 MMm³/dia, sendo que não houve volume movimentado faturado de gás nesta malha no ano de 2012. Paulínia-Jacutinga O Contrato de Transporte para o gasoduto Paulínia-Jacutinga teve seu início em 15/01/2010 e vigorará por um prazo de 20 anos, com término previsto para 14/01/2030. A capacidade contratada é de 5 MMm³/dia. A movimentação de gás média, em 2012, foi de 400 mil m³/dia. Sistema Urucu-Coari-Manaus A celebração do Contrato de Transporte entre TAG e Petrobras para o Sistema Urucu-Coari-Manaus ocorreu em 01/12/2010, tendo sua operação comercial iniciada nesta mesma data. O contrato tem vigência de 20 anos, com término previsto para 30/11/2030.
ção Considerando-se que o gasoduto no trecho de Urucu a Coari (GARSOL) é de propriedade da Petrobras, foi firmado um contrato de aluguel para que a TAG tivesse sua posse e, dessa forma, condições para prestar o serviço de transporte. O GARSOL demandou investimentos da TAG na sua readaptação para transporte de gás natural, uma vez que era utilizado pela Petrobras para transporte de GLP (gás liquefeito de petróleo). Em contrapartida, em atendimento à necessidade da Petrobras, a transportadora TUM, incorporada pela TAG em 18 de agosto de 2010, construiu um duto para transporte de GLP (Gás Liquefeito de Petróleo) no mesmo trecho (Urucu-Coari), duto este alugado para a Petrobras, com vigência a partir de 19/11/2010. GASDUC III O Contrato de Transporte para o gasoduto GASDUC III teve seu início de operação comercial declarado em 12/11/2010 e vigorará por um prazo de 20 anos, com término previsto para 11/11/2030. A capacidade contratada é de 40 MM m³/dia, sendo que, em 2012, o volume médio movimentado foi de 10,7 MMm³/dia. Pilar-Ipojuca O Contrato de Transporte para o Gasoduto Pilar-Ipojuca foi celebrado e entrou em operação comercial em 1º de dezembro de 2011, com vigência de 20 anos e término previsto para 30/11/2031. O Gasoduto se estende de Pilar (AL) a Ipojuca (PE), com capacidade de entrega de gás natural de 7,5 MMm³/dia. A movimentação média, em 2012, foi de 3,2 MMm³/dia. A capacidade de transporte contratada do gasoduto é crescente, passando para 9 MMm³/dia a partir de janeiro de 2014 até dezembro de 2015 e 15 MMm³/dia a partir de janeiro de 2016. GASTAU O Contrato de Transporte para o Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté - GASTAU foi celebrado e entrou em operação comercial em 1º de dezembro de 2011, com vigência de 20 anos e término previsto para 30/11/2031. Com capacidade de transporte de 20 MMm³/dia, o gasoduto permite o escoamento do gás da Bacia de Santos para a Malha Sudeste, tendo apresentado uma movimentação média de 7,9 MMm³/dia em 2012. Atalaia-Laranjeiras O Gasoduto Atalaia-Laranjeiras é de propriedade da Petrobras e, originalmente, era classificado como Gasoduto de Transferência. Em 2011, o mesmo foi reclassificado pela ANP para Gasoduto de Transporte, cuja prestação de serviço só pode ser exercida por uma empresa Transportadora de Gás Natural. Assim, em 17/04/2012, TAG e Petrobras celebraram um Contrato de Aluguel, através do qual a TAG passou a ter a posse do duto e, naquela mesma data, foi celebrado o Contrato de Transporte. Os dois Contratos foram celebrados em 17/04/2012, com início de operação comercial em 18/07/2012 e vigência de 68 meses, com término para 17/03/2018. A capacidade contratada é de 1,5 MMm³/dia, sendo que, em 2012, o volume médio movimentado foi de 600 mil m³/dia. Custo dos Serviços Prestados O Custo dos Serviços Prestados, no montante de R$ 1.339 milhões (R$ 1.639 milhões, em 2011), correspondeu a 26% da receita operacional líquida. A redução na rubrica deve-se à extinção do serviço de redespacho junto à Transportadora GASENE (R$ 615 milhões, em 2011). Destaca-se o incremento na rubrica de depreciação, originado pelos novos ativos que entraram em operação comercial no final do exercício social de 2011. O incremento nos custos referentes ao aluguel e serviços de compressão deve-se às desmobilizações e distratos contratuais de estações de compressão alugadas. O incremento na rubrica de operação e manutenção é resultado dos novos contratos de Operação e Manutenção firmados entre TAG e Transpetro, devido à entrada em operação de novas estações de compressão próprias e gasodutos. Despesas Gerais e Administrativas 8. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO Lucro Líquido e EBITDA No exercício social de 2012, a TAG apurou lucro líquido 157% superior ao ano de 2011, em função, principalmente, do crescimento do resultado operacional, ainda que impactado pelo resultado financeiro desfavorável. O EBITDA apresentou-se 47% acima do realizado em 2011, devido ao faturamento pleno ao longo de todo o ano dos contratos de transporte relativos ao GASTAU, Pilar-Ipojuca e Malhas II, bem como à supressão do custo relativo ao serviço de redespacho junto à Transportadora GASENE, incorporada pela TAG em 2012, conforme anteriormente mencionada. Receita Operacional As despesas administrativas foram 71% superiores ao ano anterior devido, principalmente, à amortização dos gastos pré-operacionais da Transportadora GASENE e da TUM (R$ 40 milhões no ano). Em 2011, as despesas tributárias foram infladas pelo Imposto sobre Operações Financeiras - IOF incidente sobre o mútuo captado junto à Nova Transportadora do Nordeste e à Nova Transportadora do Sudeste - NTs (R$ 11 milhões), além do reconhecimento de PIS/COFINS não recuperável referente à Transportadora GASENE - contabilizado no resultado da TAG devido ao leasing financeiro (R$ 13 milhões). Resultado Financeiro O resultado financeiro foi afetado negativamente pela atualização monetária incorrida sobre os endividamentos em moeda estrangeira, tendo como indexador o dólar norte-americano, que gerou uma variação cambial negativa de R$ 1.240 milhões. O incremento da rubrica de despesas financeiras deve-se, principalmente, à incorporação dos passivos financeiros da Transportadora GASENE, além do fato de, em 2012, todos os encargos financeiros terem sido alocados como despesa financeira - em 2011, parcela dos encargos foi capitalizada até a entrada em operação comercial dos ativos objetos dos financiamentos. As receitas financeiras (R$ 97 milhões) foram oriundas do saldo de caixa da TAG aplicado em fundos de investimento em direitos creditórios (FIDC). Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - IRPJ e CSLL Os valores de IRPJ e CSLL apurados no exercício de 2012 totalizaram R$ 334 milhões (R$ 318 milhões, em 2011). O modesto crescimento nesta rubrica ocorreu principalmente por conta de crédito de IRPJ/CSLL em razão da inclusão dos Juros sobre Capital Próprio como despesa operacional. Em 2012, a TAG registrou crescimento de 26% na receita operacional bruta em relação ao ano anterior devido, principalmente, ao faturamento durante todo o ano dos contratos comerciais referentes ao GASTAU e gasoduto Pilar-Ipojuca - operação comercial iniciada em dezembro/2011 - e ao faturamento integral ao longo do ano do contrato comercial relativo à Malha Sudeste II com base na tarifa plena, ocasionado pela entrada em operação comercial do GASAN II e GASPAL II, em outubro 2011. Encargos sobre Vendas Incremento nos encargos sobre venda da ordem de 45%. O crescimento de 26% no recolhimento de PIS/COFINS encontra-se em linha com o aumento da receita operacional bruta. A rubrica de ICMS/ISS teve aumento de 115% em função da maior movimentação de gás natural, visto que estes impostos incidem apenas na parcela de faturamento relativa ao volume transportado. Análise Patrimonial A TAG encerrou 2012 com saldo de caixa, bancos e aplicações, no valor de R$ 462 milhões. O ativo permanente teve incremento de 2%, alcançando o montante de R$ 24.288 milhões (R$ 23.724 milhões, em 2011), devido aos investimentos realizados ao longo do ano, descontados da depreciação acumulada no exercício social. O saldo de financiamentos com agentes externos ao Sistema Petrobras teve incremento de 71% devido à incorporação dos passivos financeiros da Transportadora GASENE (R$ 18.310 milhões versus 10.707 milhões). Findo o ano de 2012, o saldo com a controladora GASPETRO referente aos empréstimos recebidos via mútuo era de R$ 650 milhões, além de R$ 105 milhões referentes a juros sobre capital próprio a pagar. Ademais, a TAG registra em seu passivo empréstimo de mútuo junto às NTs, totalizando o montante de R$ 603 milhões. Para o lucro líquido no montante de R$ 996 milhões, no exercício de 2012, está sendo proposta a composição de R$ 50 milhões destinados à reserva legal e R$ 13 milhões para a formação de reserva de incentivos fiscais. Descontado o montante de R$ 300 milhões a título de juros sobre capital próprio aprovado na reunião do Conselho de Administração da TAG de 19 de dezembro de 2012, restam R$ 633 milhões que estão sendo destinados a título de dividendos adicionais propostos.
ção BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011 (Em milhões de reais) Ativo Nota Circulante Caixa e equivalentes de caixa... 5 462 663 1.057 Contas a receber - empresas do sistema Petrobras... 6 1.201 965 961 Impostos e contribuições... 15.1 153 30 59 Outros ativos circulantes... 3 3 4 1.819 1.661 2.081 Não circulante Realizável a longo prazo Depósitos judiciais... 18 5 6 Depósitos vinculados... 30 20 20 Adiantamentos a fornecedores... 59 63 63 Impostos e contribuições diferidos... 15.3 288 89 108 Impostos e contribuições... 15.1 947 915 919 1.342 1.092 1.116 Investimentos... 7 496 Imobilizado... 8 24.575 23.457 24.525 Intangível... 9 8 6 6 Diferido... 10 209 55 26.134 25.106 25.647 Passivo Nota Circulante Fornecedores... 133 326 497 Financiamentos... 6 e 11 2.519 469 923 Contas a pagar - empresas do sistema Petrobras... 6 379 729 410 Impostos e contribuições a recolher... 15.2 286 139 184 Dividendos propostos... 6 e 17 105 77 77 Outras contas a pagar... 20 27 10 3.442 1.767 2.101 Não circulante Contas a pagar - empresas do sistema Petrobras... 6 e 17 1.253 7.325 1.255 Crédito para futuro aumento de capital... 6 e 17 200 200 Impostos e contribuições diferidos... 15.3 288 109 388 Financiamentos... 6 e 11 15.791 10.238 17.023 Provisões para processos judiciais... 18 2 6 6 Outras contas a pagar... 65 63 25 17.399 17.941 18.897 Patrimônio líquido 17 Capital realizado... 5.345 4.895 4.895 Contribuição adicional de capital... 875 875 534 Reservas de lucros... 259 197 209 Dividendos adicionais propostos... 633 1.092 1.092 7.112 7.059 6.730 27.953 26.767 27.728 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. 27.953 26.767 27.728 DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011 (Em milhões de reais, exceto o lucro líquido por ação do capital social) Nota Receita... 13 5.082 4.108 4.105 Custo dos serviços prestados... 14 (1.339) (1.639) (1.639) Lucro bruto... 3.743 2.469 2.466 Receitas (despesas) Gerais e administrativas... 14 (67) (39) (25) Despesas tributárias... (4) (38) (57) Outras receitas, líquidas... 13 62 49 Lucro operacional antes do resultado financeiro, participação e dos impostos... 3.685 2.454 2.433 Resultado financeiro líquido... 16 (2.545) (1.455) (1.861) Resultado de participação em investimentos relevantes... 190 (293) Lucro antes dos impostos... 1.330 706 572 Imposto de renda e contribuição social... 15.4 (334) (318) (179) Lucro líquido do exercício... 996 388 393 Lucro líquido por ação do capital social ao final do exercício básico e diluído (em R$)... 0,19 0,08 0,08 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO (CONTROLADORA) EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011 (Em milhões de reais) Reservas de lucros Nota Capital social Contribuição adicional de capital Legal Incentivos fiscais Retenção de lucros Dividendos adicionais Lucros acumulados Total Saldos em 1º de janeiro de 2011... 3.735 170 115 863 4.883 Aumento de capital... 1.160 1.160 Aquisição de participação... 705 705 Reversão das reservas... (863) 863 Lucro líquido do exercício... 388 388 Destinações: Apropriações de lucros em reservas... 19 63 (82) Dividendos... 229 (306) (77) Saldos em 31 de dezembro de 2011... 4.895 875 134 63 1.092 7.059 Crédito para aumento de capital... 200 200 Aumento de capital com incorporação de ativo imobilizado... 261 261 Redução de capital com transferência de ativo imobilizado... (12) (12) Aumento de capital com reservas... 1 (1) Dividendos adicionais aprovados... (1.092) (1.092) Lucro líquido do exercício... 996 996 Destinações: Apropriações de lucros em reservas... 50 13 (63) Dividendos... 633 (933) (300) Saldos em 31 de dezembro de 2012... 17 5.345 875 184 75 633 7.112 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.
ção DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011 (Em milhões de reais) DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011 (Em milhões de reais) Fluxo de caixa das atividades operacionais Lucro líquido do exercício... 996 388 393 Ajustes para Depreciação e amortização... 1.073 735 738 Participação em investimento relevante... (190) 293 Encargos financeiros e variação cambial sobre financiamentos... 1.604 1.434 1.348 Encargos financeiros e variação cambial sobre obrigações com empresas do sistema Petrobras... 817 (12) 471 Encargos sobre dividendos a pagar... 66 22 22 Encargos financeiros sobre contas a pagar... 8 8 Imposto de renda e contribuição social diferidos... (367) (303) (442) Variações nos ativos e passivos (Aumento) redução de outros ativos circulantes e não circulantes... (22) 1 1 Redução (aumento) de impostos e contribuições a recuperar/recolher. (49) (117) (115) Redução de adiantamentos a fornecedores... 4 73 61 Aumento (redução) de outras contas a pagar... (85) (27) 85 (Aumento) redução de fornecedores... 70 (492) (465) Variação de operações com empresas do sistema Petrobras: Aumento (redução) do contas a receber... (236) (471) (471) (Redução) aumento do contas a pagar... (29) 84 84 Recursos líquidos gerados nas atividades operacionais... 3.652 1.616 1.737 Fluxo de caixa das atividades de investimentos Investimento em gás e energia... (1.030) (1.391) (1.515) Intangível... (2) Caixa absorvido na incorporação de participação acionária... 267 367 Recursos utilizados nas atividades de investimentos... (765) (1.391) (1.148) Fluxo de caixa das atividades de financiamento Obrigações com contratos com transferência de riscos e benefícios... 110 Dividendos pagos... (1.430) (211) (212) Crédito para futuro aumento de capital... 1.020 1.020 Amortização de empréstimos com terceiros... (679) (84) (142) Financiamentos e operações de mútuo... 623 624 Juros sobre financiamentos pagos... (855) (874) (896) Juros pagos em operações com partes relacionadas... (124) (101) (101) Recursos líquidos gerados (utilizados) nas atividades de financiamento... (3.088) 373 403 Variação líquida em caixa e equivalentes de caixa no exercício... (201) 598 992 Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício... 663 65 65 Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício... 462 663 1.057 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. Receitas Serviços de transporte dutoviário de gás natural... 5.885 4.662 4.658 Outras receitas e despesas... 13 62 62 Receitas relativas a construção de ativos próprios... 1.030 1.551 1.677 6.928 6.275 6.397 Insumos adquiridos de terceiros Custo dos serviços... (233) (124) (124) Materiais, energia, serviços de terceiros e outros... (1.143) (2.138) (2.275) (1.376) (2.262) (2.399) Valor adicionado bruto... 5.552 4.013 3.998 Retenções Depreciação e amortização... (1.073) (735) (738) Valor adicionado líquido produzido pela Sociedade... 4.479 3.278 3.260 Valor adicionado recebido em transferência Participação em investimento relevante... 190 (293) Receitas financeiras, variações cambiais e monetárias... 106 55 76 296 (238) 76 Valor adicionado a distribuir... 4.774 3.040 3.336 Distribuição do valor adicionado Pessoal Salários, vantagens e encargos... 9 9 9 Honorários da diretoria e conselho de administração... 2 2 2 11 11 11 Tributos Impostos, taxas e contribuições... 1.141 910 789 1.141 910 789 Instituições financeiras e fornecedores Aluguéis... 90 43 Juros, variações cambiais e monetárias... 2.536 1.731 2.100 2.626 1.731 2.143 Acionistas Dividendos propostos... 300 77 77 Lucros retidos... 697 311 316 997 388 393 Valor adicionado distribuído... 4.774 3.040 3.336 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário) 1. A SOCIEDADE E SUAS OPERAÇÕES A Transportadora Associada de Gás S.A. ("TAG" ou "Sociedade") é uma sociedade anônima, Controlada da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, com a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás natural em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros. A sede social está localizada no Rio de Janeiro - RJ. Em linha com a diretriz da Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS, de centralizar em uma única empresa todas as transportadoras na qual detenha 100% do capital, a TAG incorporou, em 30 de janeiro de 2008, a Transportadora Nordeste e Sudeste S.A. (TNS) e a Transportadora Capixaba de Gás S.A. (TCG), em 18 de agosto de 2010, a Transportadora Urucu Manaus S.A. (TUM) e em janeiro de 2012, a Transportadora Gasene S.A. (Gasene). A extensão da malha de gasodutos em operação sob a gestão da TAG atingiu 6.571 km (6.645 km em 2011). Em 2012 ocorreu a adequação da malha de gasodutos de transporte, ao ser realizada transferência de ativos com a Petrobras, cedendo o gasoduto não mais utilizado, Gasduc II (RJ), e, em contrapartida, recebendo os gasodutos Lagoa Parda-Vitória (ES) e Atalaia-Laranjeiras (SE). As operações da Sociedade são basicamente efetuadas com empresas do sistema Petrobras. 2. AQUISIÇÃO E INCORPORAÇÃO DE CONTROLADA A Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS ("Petrobras") tinha o direito de adquirir ou designar uma ou mais entidades para comprar a totalidade das ações da Transportadora Gasene - Gasene ("Gasene"), proprietária dos gasodutos GASCAC - Cacimbas-Catu e GASCAV - Cabiúnas-Vitória, que interligam as malhas Nordeste e Sudeste de gasodutos. Em 11 de novembro de 2011, a Petrobras aprovou a designação da TAG para exercer esta opção de compra e, por meio de contrato de compra e venda de ações entre Gasene Participações S.A. e a TAG, a Sociedade exerceu a opção de compra e obteve o controle da Gasene, ao adquirir 100% de suas ações. Em 30 de janeiro de 2012, as assembleias gerais extraordinárias da TAG e da Gasene aprovaram a incorporação da Gasene pela TAG. Saldos incorporados da Transportadora Gasene Ativo circulante... 706 Ativo realizável a longo prazo... 6.312 Imobilizado... 800 Diferido... 331 8.149 Passivo circulante... 612 Passivo não circulante... 6.851 Patrimônio líquido... 686 8.149 3. BASE DE APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS As demonstrações contábeis incluem: Demonstrações contábeis consolidadas Em 2011 a Sociedade apresentou demonstrações contábeis consolidadas, considerando a participação na empresa controlada Gasene (Nota 2). As demonstrações contábeis consolidadas estão sendo apresentadas de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board - IASB e também de acordo com políticas contábeis adotadas no Brasil. Demonstrações contábeis individuais As demonstrações contábeis individuais estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis nº 11.638/07 e nº 11.941/09, complementadas por pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC. As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, sendo que os ativos e passivos financeiros, após o reconhecimento inicial, estão mensurados ao custo amortizado. A autorização para conclusão da preparação destas demonstrações contábeis ocorreu na reunião do Conselho de Administração realizada em 30 de janeiro de 2013. 3.1. Moeda funcional e moeda de apresentação A moeda funcional da Sociedade e de sua controlada é o Real. 3.2. Uso de estimativas e julgamentos Na elaboração das demonstrações contábeis é necessário utilizar estimativas para certos ativos, passivos e outras transações. Essas estimativas incluem depreciação e amortização, provisões para processos judiciais, imposto de renda e contribuição social. Embora a Administração utilize premissas e julgamentos que são revisados periodicamente, os resultados reais podem divergir dessas estimativas. 3.3. Demonstração do valor adicionado A demonstração do valor adicionado - DVA apresenta informações relativas à riqueza criada pela entidade e a forma como tais riquezas foram distribuídas, de acordo com o CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado, e é apresentada como informação adicional. 4. SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS As práticas contábeis descritas abaixo foram aplicadas de maneira consistente pela Sociedade nas demonstrações contábeis individuais e consolidadas apresentadas. 4.1. Base de consolidação As demonstrações contábeis consolidadas abrangem informações da Sociedade e de sua controlada, em 2011, a Transportadora Gasene S.A. (Nota 2). O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde à soma dos saldos das contas de ativo, passivo, receitas e despesas, segundo a sua natureza, complementada com as eliminações das operações realizadas entre as empresas consolidadas, bem como dos saldos e resultados não realizados economicamente entre as referidas empresas. Reconciliação do patrimônio líquido e lucro liquído do exercício do consolidado com o da controladora em 31 de dezembro de 2011 Patrimônio líquido Lucro líquido Consolidado - IFRS... 6.730 393 Ativo diferido... 389 (15) Outros... (60) 10 Controladora - CPC... 7.059 388 4.2. Reconhecimento de receitas, custos e despesas A receita compreende o valor da contraprestação recebida ou a receber pela prestação de serviços, líquida de descontos e respectivos encargos. A receita de serviços de fretes é reconhecida em função de sua realização. Os custos e as despesas são contabilizados pelo regime de competência. O resultado financeiro líquido inclui principalmente receitas de juros sobre aplicações financeiras e títulos e valores mobiliários, despesas com juros sobre financiamentos, encargos financeiros de arrendamento mercantil financeiro, além das variações cambiais e monetárias líquidas. As receitas, custos e despesas são reconhecidos pelo regime de competência.
ção Os lucros auferidos entre entidades de controle comum são registradas no patrimônio líquido, como contribuição ao capital social, líquidos de impostos. 4.3. Ativos e passivos financeiros 4.3.1. Caixa e equivalentes de caixa Incluem dinheiro em caixa, depósitos bancários e outros investimentos de curto prazo com alta liquidez, vencíveis em até três meses, contados da data da contratação original, com montante conhecido de caixa e risco insignificante de mudança de valor. 4.3.2. Contas a receber São contabilizados inicialmente pelo valor da contraprestação a ser recebida e subsequentemente pelo custo amortizado, sendo deduzidos das perdas em crédito de liquidação duvidosa. 4.3.3. Empréstimos e financiamentos São reconhecidos pelo valor justo menos os custos de transação incorridos e, após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado utilizando-se do método da taxa de juros efetiva. 4.3.4. Capital social As ações ordinárias são classificadas como patrimônio líquido. 4.4. Investimento societário O investimento em controlada, incorporada em 30 de janeiro de 2012, era avaliado pelo método da equivalência patrimonial. 4.5. Imobilizado Está demonstrado pelo custo de aquisição, formação ou construção, inclusive encargos financeiros capitalizados, deduzidos de depreciação acumulada e perdas por impairment. A depreciação é calculada pelo método linear às taxas que consideram o tempo de vida útil-econômica estimado dos bens. Os direitos que tenham por objetos bens corpóreos destinados à manutenção das atividades da Sociedade, decorrentes de operações que transfiram os benefícios, riscos e controles desses bens, estão demonstrados pelo valor justo ou, se inferior, pelo valor presente dos pagamentos mínimos do contrato. A partir da incorporação da Transportadora Gasene S.A., esses ativos encontram-se somados aos demais bens, conforme a sua natureza e classificação. 4.6. Intangíveis Estão demonstrados pelo custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada e perdas por impairment. São compostos, basicamente, por direitos de concessões e softwares. Os itens intangíveis são amortizados linearmente pela vida útil estimada, exceto o ágio que não é amortizado e tem seu valor recuperável testado anualmente. 4.7. Diferido A Sociedade manteve o saldo de ativo diferido de 2008, que foi amortizado, em até 5 anos, sujeito ao teste de impairment, o que foi adotado pela Sociedade nas demonstrações contábeis individuais, em conformidade com a Lei nº 11.941/2009. O valor do diferido decorrente da incorporação em 2012 da Gasene será amortizado, até 2015. De acordo com o IFRS gastos e ganhos pré-operacionais devem ser registrados como despesas e receitas, respectivamente, quando incorridos. 4.8. Redução ao valor recuperável - impairment A Sociedade avalia os ativos do imobilizado, do intangível com vida útil definida e do diferido (individual) quando há indicativos de não recuperação do seu valor contábil. Na aplicação do teste de redução ao valor recuperável de ativos, o valor contábil de um ativo ou unidade geradora de caixa é comparado com o seu valor recuperável. O valor recuperável é o maior valor entre o líquido de venda de um ativo e o de uso. 4.9. Arrendamentos mercantis Até 2011 as obrigações de contratos de arrendamentos com transferência de benefícios, riscos e controle dos bens são reconhecidas no passivo como arrendamentos mercantis financeiros. Nos casos em que a Sociedade é arrendadora, esses contratos são reconhecidos como recebíveis no ativo. Os demais contratos de arrendamentos são classificados como operacionais e os pagamentos são reconhecidos como despesa no resultado durante o prazo do contrato. Conforme mencionado na Nota 12 essas operações foram liquidadas quando da incorporação da controlada Gasene. 4.10. Subvenções governamentais Subvenções governamentais são reconhecidas como receita ao longo do período, confrontada com as despesas que pretende compensar em uma base sistemática, aplicando-se da seguinte forma: Subvenções com reinvestimentos: na mesma proporção da depreciação do bem. Subvenções diretas relacionadas ao lucro da exploração: diretamente no resultado. Os valores apropriados no resultado serão destinados à reserva de incentivos fiscais, no patrimônio líquido. 4.11. Imposto de renda e contribuição social Para fins de apuração do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro corrente, a Sociedade adotou o Regime Tributário de Transição - RTT, conforme previsto na Lei nº 11.941/09, ou seja, na determinação do lucro tributável considerou os critérios contábeis da Lei nº 6.404/76, antes da alteração da Lei nº 11.638/07. As despesas de imposto de renda e contribuição social do período compreendem os impostos corrente e diferido. Os impostos sobre diferenças temporárias, geradas pela adoção da nova lei societária, foram registrados como impostos e contribuições diferidos ativos e passivos. Os impostos e contribuições diferidos são reconhecidos em função de diferenças temporárias entre o lucro contábil e o lucro fiscal, prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável. Os reconhecimentos no ativo são realizados na proporção da probabilidade de que lucro não tributável futuro esteja disponível e contra o qual as diferenças temporárias possam ser usadas. 4.12. Novas normas e interpretações ainda não adotadas Diversas normas, emendas a normas e interpretações IFRS emitidas pelo IASB ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012. Novos pronunciamentos, emendas aos pronunciamentos e interpretações são efetivos para os períodos anuais iniciados a partir de 15 de dezembro de 2013, e não foram aplicados na preparação destas demonstrações contábeis. É esperado que nenhum desses novos pronunciamentos tenha efeito material sobre as demonstrações contábeis da Sociedade exceto pelo IFRS 9 Instrumentos Financeiros que pode modificar a classificação e mensuração de ativos financeiros mantidos pela Sociedade. A Sociedade não espera adotar esse pronunciamento antecipadamente. O CPC ainda não emitiu pronunciamentos equivalentes aos IFRSs acima citados, mas existe expectativa de que o faça antes da data requerida de sua entrada em vigor. A adoção antecipada dos pronunciamentos do IFRSs está condicionada à aprovação prévia em ato normativo do Conselho Federal de Contabilidade. 5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA Fundo de investimentos financeiros -DI e de direitos creditórios... 460 662 1.056 Poupança - Banco do Brasil... 2 1 1 462 663 1.057 As aplicações financeiras são de alta liquidez e prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, não estando sujeitas a um significante risco de mudança de valor. As aplicações financeiras são representadas por fundos de investimentos cujos recursos estão aplicados em títulos públicos federais e aplicações em quotas do Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios (FIDC) do Sistema Petrobras. A rentabilidade do fundo foi de 8,41% em 2012 (11,59% em 2011). A exposição da Sociedade ao risco de crédito associado às instituições financeiras está divulgada na Nota 20. 6. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS Petrobras Gaspetro Gasene Transpetro PGT NTN NTS Ativo circulante: Contas a receber por transporte de gás natural... 1.201 965 961 Passivo circulante: Contas a pagar por serviços de operação e manutenção... 39 39 58 Serviço de gerenciamento das obras dos gasodutos... 308 308 233 Obrigações de direito de uso... 405 Financiamentos... 1.579 1.579 Outras contas a pagar... 30 2 32 33 119 1.958 729 410 Dividendos propostos... 77 77 Dividendos a pagar... 105 105 105 77 77 Passivo não circulante: Créditos para futuro aumento de capital... 200 200 Contas a pagar por contrato de mútuo... 650 251 352 1.504 1.255 1.255 Obrigações de Direito de Uso... 6.070 Financiamentos... 3.262 3.262 1.425 4.344 4.766 8.950 5.799 Patrimônio líquido: Dividendos adicionais propostos... 633 633 1.092 1.092 Resultado do exercício: Receita bruta de serviços de transporte de gás natural... 5.771 5.771 4.551 4.551 Receita de aluguel de equipamentos... 114 114 105 105 Receita bruta de serviços de assessoria... 6 Custos de aluguel equipamentos e serviços de operação e manutenção... (90) (233) (323) (841) (667) Receitas (despesas) financeiras e encargos financeiros... (141) (98) (20) (28) (287) (282) (579) Encargos com direito de uso de bens... (36) (36) (73) (109) A controladora final da Sociedade é a Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS. As operações comerciais da Sociedade com a Petrobras e demais empresas do sistema Petrobras são realizadas por preços ajustados em contratos. Em 2009 foram assinados contratos de mútuo com a Gaspetro, no montante de R$ 650, visando saldar compromissos da Sociedade relacionados aos investimentos na ampliação da malha dutoviária, a ser pago em 4 anos em uma única parcela. Os juros mensais, calculados com base em 139% do CDI, são pagos mensalmente. Em 2011 foram assinados contratos de mútuo com a Nova Tranportadora do Nordeste - NTN e com a Nova Transportadora do Sudeste - NTS, no montante de R$ 250 e R$ 350, respectivamente, visando recompor o caixa da TAG e financiar seus investimentos relacionados ao Projeto Malhas. Os juros mensais, calculados com base na Selic, são pagos mensalmente. A remuneração dos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal da Sociedade foi objeto de deliberação da Assembleia Geral Ordinária, realizada em 13 de março de 2012. Foi deliberada a fixação do montante global de R$ 3, válida para o período compreendido entre abril de 2012 e março de 2013. 7. INVESTIMENTOS 7.1. Mutação dos investimentos Transportadora Gasene S.A. Aquisição de participação em 11 de novembro de 2011 Contribuição adicional de capital... 789 Equivalência patrimonial... (293) Saldo em 31 de dezembro de 2011... 496 Equivalência patrimonial... 190 Incorporação... (686) Saldo em 30 de janeiro de 2012... 7.2. Informações sobre a controlada em 30 de janeiro de 2012 Valores em milhares Milhares de reais do capital de ações Patrimônio Lucro do subscrito ordinárias líquido exercício Transportadora Gasene S.A.... 10 10 686 190
ção Conforme já mencionado na Nota 2, a Gasene foi incorporada na TAG em 30 de janeiro de 2012. 8. IMOBILIZADO Terrenos, edificações e benfeitorias Gasodutos transporte Obras em andamento Custo Em 1º de janeiro de 2011... 150 10.157 6.392 16.699 Adições... 1 1.642 1.643 Juros capitalizados... 160 160 Baixas... (1) (1) Transferência... 87 11.801 (5.582) 6.305 Depreciação (10) (1.339) (1.349) Em 31 de dezembro de 2011... 228 20.387 2.611 23.457 Custo... 238 21.726 2.611 24.806 Depreciação... (10) (1.339) (1.349) Em 31 de dezembro de 2011... 228 20.387 2.611 23.457 Em 1º de janeiro de 2012... 228 20.387 2.611 23.457 Adições... 1.030 1.030 Juros capitalizados Transferência... 3 4.130 (2.894) 1.007 Depreciação... (12) (907) (919) Em 31 de dezembro de 2012... 219 23.609 747 24.575 Custo... 241 25.855 747 26.843 Depreciação... (22) (2.246) (2.268) Saldo em 31 de dezembro de 2012... 219 23.609 747 24.575 Tempo de vida útil média ponderada em anos 25 30 Total Em 2012 a depreciação dos gasodutos e equipamentos conexos, no valor de R$ 919 (R$ 717 em 2011), foi classificada como custo dos serviços prestados. 9. INTANGÍVEL Taxa anual de amortização Custo Amortização 2012 2011 acumulada Líquido Líquido Servidão de passagem... 5% 6 6 5 Software... 20% 2 2 1 10. DIFERIDO 8 8 6 Gastos pré-operacionais Saldo em 1º de janeiro de 2011... 70 Amortização... (15) Saldo em 31 de dezembro de 2011... 55 Incorporação gastos pré-operacionais da Gasene... 331 Amortização... (170) Baixa por transferência... (7) Saldo em 31 de dezembro de 2012... 209 Taxa anual de amortização... 20% Os gastos pré-operacionais são relacionados à despesas com pessoal, estudos de impactos ambientais, resultados financeiros e outros gastos de organização e manutenção. 11. FINANCIAMENTOS Circulante Não circulante Variação No País Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Gasodutos de Transporte do PAC - (11.1)... dólar, 7,43% a.a. 133 123 123 6.136 5.633 5.633 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Projetos Amazônia - (11.2)... TJLP+1,76% a.a. 345 346 346 2.845 3.180 3.180 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Projetos Gasene - China Dev. Bank - (11.3). dólar, 3,2% a.a. 129 114 1.149 1.124 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Projetos Gasene - (11.3)... TJLP+1,96%a.a. 333 340 2.399 2.742 940 469 923 12.529 8.813 12.679 No exterior BB Fund - Projetos Amazônia (11.2)... dólar, libor 6 m + 0,60% a.a. até 1,20% a.a. 1.579 1.425 1.425 BB Fund - Projetos Gasene (11.3)... dólar, libor 3 m + 2,45% a.a. 3.262 2.919 1.579 3.262 1.425 4.344 Total... 2.519 469 923 15.791 10.238 17.023 11.1. Gasodutos - Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) Em 30 de julho de 2009, a TAG captou R$ 5.700 junto ao BNDES, com cessão onerosa de títulos da Dívida Pública Mobiliária Federal (Letras Financeiras do Tesouro - LFT e Letras do Tesouro Nacional - LTN), destinados ao Plano de investimentos até 2010 em projetos de gasodutos enquadrados no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do Governo Federal. O contrato, com prazo de 20 anos, prevê amortizações em parcelas semestrais, a partir de setembro de 2016 e juros à taxa de 7,43% a.a., sujeito à atualização monetária conforme a flutuação da cotação do Dólar norte-americano. 11.2. Projetos de Gás Natural na Amazônia Em 2012, a Sociedade mantinha um saldo de financiamento junto ao BNDES de R$ 3.190, para financiar os projetos de gás natural na Amazônia com vencimento em 15 de junho de 2022 e juros calculados a TJLP + 1,76% a.a. As dívidas com o BB Fund para os projetos de gás natural na Amazônia alcançaram R$ 1.579, com vencimento repactuado para 17 de junho de 2013 e juros calculados a taxa libor 6 meses + spread de 0,75% a.a. até 1,20% a.a. 11.3. Projeto Gasene Com a aquisição da Gasene, a TAG consolidou os financiamentos obtidos com o BNDES, destinados as construções dos gasodutos GASCAC (Cacimbas-Catu) e GASCAV (Cabiúnas-Vitória), no montante de R$ 2.732, com juros calculados a TJLP + 1,96% a.a. e o montante de R$ 1.278, com juros de 2,4% mais 0,8% a título de encargos de repasse, sujeito à atualização monetária conforme a flutuação da cotação do Dólar norte-americano. Também foram absorvidas dívidas com o BB Fund, no montante de R$ 3.262, com vencimento repactuado para 15 de dezembro de 2022 e juros calculados a taxa libor 3 meses + spread de 2,45% a.a. Todos os empréstimos são garantidos pela controladora final, Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS. 11.4. Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulante 2013... 1.760 2.163 2014... 753 335 738 2015... 753 335 738 2016... 989 551 955 2017 em diante... 13.296 7.257 12.429 15.791 10.238 17.023 12. ARRENDAMENTO MERCANTIL Em 2011, como resultado da compra das ações da Gasene pela Sociedade, esta passou a ter benefícios, riscos e controle dos bens da Gasene, reconhecendo-os em suas demonstrações contábeis como arrendamento mercantil financeiro. Com a incorporação da Gasene em 30 de janeiro de 2012, os saldos relativos às operações do arrendamento mercantil financeiro foram encerradas. 13. RECEITA SERVIÇOS PRESTADOS Receita bruta serviços prestados... 5.885 4.662 4.658 Encargos de vendas... (803) (554) (553) Receita líquida serviços prestados... 5.082 4.108 4.105 14. DESPESAS POR NATUREZA Serviço de redespacho de transporte de gás natural - Gasene (*)... 615 615 Aluguel de equipamentos, compressores e serviços de compressão 175 166 166 Depreciação e amortização... 959 732 718 Operação e manutenção... 233 124 124 Despesas com pessoal... 11 11 11 Serviços contratados, fretes, aluguéis e encargos sociais... 28 30 30 1.406 1.678 1.664 Custo dos serviços prestados... 1.339 1.639 1.639 Gerais e administrativas... 67 39 25 1.406 1.678 1.664 (*) O custo de redespacho corresponde ao período até a data de aquisição da Gasene pela Sociedade (Nota 2). 15. IMPOSTOS, CONTRIBUIÇÕES E PARTICIPAÇÕES 15.1. Impostos a recuperar ICMS... 20 Imposto de renda e contribuição social... 87 18 29 PIS/COFINS... 1.005 919 920 Outros impostos... 8 8 9 1.100 945 978 Circulante... 153 30 59 Não circulante... 947 915 919 Os créditos de ICMS e PIS/COFINS são originados das aquisições de ativos imobilizados de acordo com a Lei Complementar nº 87/1996. A Administração da Sociedade espera realizar estes créditos com as operações futuras. 15.2. Impostos e contribuições a recolher Imposto de renda e contribuição social... 184 73 108 PIS/COFINS... 28 44 51 ISS... 11 3 4 ICMS... 58 8 11 Outros... 5 11 10 Circulante... 286 139 184 15.3. Imposto de renda e contribuição social diferidos Imposto de renda e contribuição social diferido ativo Natureza Variação cambial... 818 31 31 Provisões temporárias de gastos... 29 44 44 Reversão diferido controladora... 55 Reconhecimento leasing financeiro - imobilizado direito de uso... 222 222 Depreciação imobilizado direito de uso... 110 110 Juros leasing financeiro... 15 15 Reversão redespacho Gasene... (160) (160) 847 262 317 Alíquota fiscal combinada de imposto de renda e contribuição social 34% 34% 34% Imposto de renda e contribuição social diferido ativo... 288 89 108
ção Transportadora Associada de Gás S.A. Imposto de renda e contribuição social diferido passivo Natureza Variação cambial... 42 204 204 Provisões temporárias de gastos... 4 Ajuste de juros capitalizados - depreciação... 116 Diferença de depreciação vida útil... 687 Reversão receita diferida controladora... 63 Ajustes da Lei nº 11.638/07... 3 115 871 848 323 1.138 Alíquota fiscal combinada de imposto de renda e contribuição social 34% 34% 34% Imposto de renda e contribuição social diferido passivo... 288 109 387 15.4. Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro A reconciliação dos impostos pela aplicação das alíquotas fiscais combinadas e da despesa de imposto de renda e contribuição social registradas nos exercícios de 2012 e 2011 estão apresentados a seguir: Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social... 1.330 706 572 Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (452) (240) (194) Ajuste para apuração da alíquota efetiva Efeito reversão ativo diferido e receita diferida... 3 Adições e exclusões permanentes... 10 (78) 12 Incentivos fiscais... 4 Juros sobre o capital próprio... 102 Outros... 2 (334) (318) (179) Imposto de renda e contribuição social diferidos... 367 260 399 Imposto de renda e contribuição social corrente... (701) (578) (578) Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social... (334) (318) (179) Alíquota efetiva 25,11% 45,04% 31,29% 16. RESULTADO FINANCEIRO LÍQUIDO Despesas financeiras: Despesas com endividamento... (1.042) (531) (589) Encargos sobre obrigações arrendamento financeiro... (36) (73) Outras despesas... (113) (1.191) (604) (589) Receitas financeiras: Com aplicações financeiras... 81 42 49 Amortização receita diferida... 17 Outras receitas... 7 5 81 66 54 Variações monetárias e cambiais líquidas... (1.435) (917) (1.326) (2.545) (1.455) (1.861) 17. PATRIMÔNIO LÍQUIDO 17.1. Capital social Em 28 de março de 2011, a Assembleia Geral Extraordinária autorizou o aumento de capital social da Sociedade, com os Créditos para Futuro Aumento de Capital (AFAC), no valor de R$ 1.160. Em 31 de dezembro de 2011, o capital subscrito e integralizado no valor de R$ 4.895 está representado por 4.894.656 mil ações ordinárias, sem valor nominal. A Assembleia Geral Extraordinária da TAG, de 30 de janeiro de 2012, aprovou a utilização integral do saldo de Adiantamento para Futuro Aumento de Capital - AFAC, no montante de R$ 200, para aumento de capital Em 15 de junho de 2012, foram realizadas duas Assembleias Gerais Extraordinárias, sendo que a primeira aprovou aumento de capital de R$ 261, com a transferência de ativos de transporte da Petrobras para a TAG, e a segunda, a redução capital de R$ 12, pela transferência de ativos da TAG para a Petrobras. Em 29 de junho de 2012, a Assembleia Geral Extraordinária aprovou o aumento de capital no valor de R$ 1, pela incorporação de reservas de incentivo fiscal. Em 31 de dezembro de 2012, o capital social era de R$ 5.345, dividido em 5.344.408.de ações ordinárias de classe única nominativa, sem valor nominal. 17.2. Reserva legal Constituída mediante apropriação de 5% do lucro líquido de cada exercício, em conformidade com o Artigo 193 da Lei nº 6.404/76. 17.3. Reserva de incentivos fiscais É constituída mediante destinação de parcela do resultado do exercício equivalente aos incentivos fiscais, decorrentes de subvenções governamentais, em conformidade com o artigo 195-A da Lei das Sociedades por Ações. Essa reserva somente poderá ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento de capital social. Em 2012, foram destinados do lucro líquido R$ 13, referentes ao incentivo para subvenção de investimentos no âmbito da Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE). 17.4. Dividendos Aos acionistas é garantido um dividendo e/ou juros sobre o capital próprio de pelo menos 25% do lucro líquido do exercício ajustado, calculado nos termos do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações. O estatuto prevê que o Conselho de Administração poderá aprovar dividendos adicionais ao mínimo obrigatório. A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2012, que será encaminhado pela Administração da Sociedade à aprovação dos acionistas na Assembleia Geral Ordinária - AGO de 2013, no montante de R$ 933, atende aos direitos garantidos aos acionistas, podendo ser assim demonstrada: 2012 2011 Lucro líquido do exercício... 996 388 Apropriação Reserva legal (art. 193 da Lei nº 6.404/76)... (50) (19) Reserva de incentivos fiscais (art. 195-A da Lei nº 6.404/76)... (13) (63) Lucro básico para determinação de dividendos... 933 306 Dividendos mínimos obrigatórios... 77 Juros sobre o capital próprio aprovado na reunião do Conselho de Administração de 19 de dezembro de 2012... 300 Dividendos adicionais propostos... 633 229 Reversão da reserva de retenção de lucros... 863 Dividendos propostos... 933 1.169 Os dividendos propostos em 31 de dezembro de 2012, no montante de R$ 933, incluem juros sobre o capital próprio no total de R$ 300, aprovados pelo Conselho de Administração em 19 de dezembro de 2012, sendo que a 1º parcela, no montante de R$ 195, foi paga em 20 de dezembro de 2012. A parcela de juros sobre o capital próprio distribuídas antecipadamente em 2012 serão descontadas dos dividendos propostos para este exercício, corrigidas pela taxa Selic desde a data de seu pagamento até 31 de dezembro de 2012. A segunda parcela de juros sobre o capital próprio será disponibilizada ao longo do exercício de 2013 e os dividendos serão pagos na data a que vier a ser fixada em Assembleia Geral Ordinária de Acionistas e terão seus valores atualizados monetariamente, a partir de 31 de dezembro de 2012 até a data de pagamento, de acordo com a variação da taxa Selic. Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte de 15%, conforme estabelecido na Lei nº 9.249/95. Esses juros foram imputados aos dividendos do exercício, e contabilizados no resultado, conforme requerido pela legislação fiscal, e foram revertidos contra lucros acumulados, resultando em um crédito tributário de imposto de renda e contribuição social no montante de R$ 102. 17.5. Contribuição adicional de capital Em 11 de novembro de 2011, a Transportadora Associada de Gás S.A.- TAG exerceu a opção de compra de 100% das ações da Sociedade de Propósito Específico (SPE) Transportadora Gasene S.A. - Gasene. O ganho de capital relacionado à diferença do valor do patrimônio líquido da Gasene e o valor contratualmente estipulado e pago pela TAG (R$ 705) foi reconhecido como uma contribuição adicional de capital, considerando que esta SPE já fazia parte do grupo de empresas consolidadas no Sistema Petrobras. 17.6. Lucro por ação Lucro líquido do exercício... 996 388 393 Quantidade de ações ordinárias... 5.344.408 4.894.656 4.894.656 Lucro líquido por ação... 0,19 0,08 0,08 18. PROCESSOS JUDICIAIS E CONTINGÊNCIAS A Sociedade é parte em ações judiciais e processos administrativos perante vários tribunais e órgãos governamentais, decorrentes do curso normal das operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos. A Administração, com base em informações de seus assessores jurídicos, analisa todos os litígios, reclamações de impostos, ações trabalhistas e quaisquer outros processos, a favor ou contra a Sociedade, bem como de qualquer outro fato que possa ser considerado como contingência. Em 31 de dezembro de 2012 e 2011, as provisões atingiram R$ 2 e R$ 6, respectivamente, cujos processos foram classificados quanto a sua expectativa de perda, na opinião dos assessores jurídicos, como provável. Os processos judiciais não provisionados cujas expectativa de perda foi classificada como possível são como seguem: Descrição Autor: Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG Processo: 2006.001.120416-3 Perdas e danos pelo inadimplemento do contrato. Autor: Secretaria de Fazenda do Estado do Rio de Janeiro Auto de Infração nº 03.328592-5 Recolhimento incorreto de DIFAL Autor: Secretaria de Fazenda do Estado do Rio de Janeiro Auto de Infração nº 03.257598-7 Aproveitamento indevido de crédito de ICMS 19. COBERTURA DE SEGUROS Natureza e valor Cível R$ 184 Tributário R$ 17 Tributário R$ 14 Situação atual Ação movida pela TAG contra o Consórcio Masa em função de inadimplemento de contrato. Todavia, em 8 de março de 2010, apesar de ser autora da ação, a TAG foi condenada em 1ª instância ao pagamento dos prejuízos do Consórcio no ano de 2005 e a devolução do seguro recebido após o ajuizamento da causa. Em 28 de maio de 2012, a TAG entrou com ação de embargos de declaração impugnando o acórdão. Aguardando a análise do Fisco Estadual quanto à impugnação apresentada pela TAG. Recurso interposto perante instância administrativa A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 2012, a Sociedade possuía cobertura de seguros para os bens sujeitos a riscos por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais sinistros, considerando a natureza de sua atividade. 20. GERENCIAMENTO DE RISCOS E INSTRUMENTOS FINANCEIROS A Sociedade mantém operações com instrumentos financeiros. A Administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos visando assegurar sua liquidez e rentabilidade. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado. Em 31 de dezembro de 2012 e 2011, a Sociedade não possuía nenhum instrumento financeiro derivativo para mitigar os riscos associados aos seus instrumentos financeiros e durante os exercícios também não efetuou aplicações de caráter especulativo ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Sociedade. Os controles para identificação de eventuais derivativos embutidos nas operações da Sociedade são corporativos e aplicados por sua controladora final, Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS. Tais controles estão relacionados principalmente à identificação de possíveis derivativos embutidos e orientação relacionada ao tratamento contábil a ser dado pelas empresas do sistema Petrobras. Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012 e 2011 não foram identificados derivativos embutidos nas operações da Sociedade. Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações contábeis da Sociedade e estão demonstradas abaixo em 31 de dezembro de 2012 e 2011: Ativo circulante Caixa e equivalente de caixa... 462 663 1.057 Contas a receber - empresas do sistema Petrobras... 1.201 965 961 Ativo não circulante Depósitos vinculados... 30 20 20 Passivo circulante Financiamentos... 2.519 469 923 Fornecedores... 133 326 497 Contas a pagar - empresas do sistema Petrobras... 379 729 410 Outras contas a pagar... 20 27 10 Passivo não circulante Contas a pagar... 1.253 7.325 1.255 Financiamentos... 15.791 10.238 17.023 Outras contas a pagar... 65 63 25
ção As operações da Sociedade estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos: 20.1. Risco de crédito A Sociedade está exposta ao risco de crédito das instituições financeiras decorrentes da administração de seu caixa, que é feita com base nas orientações corporativas de sua controladora final Petrobras. Tal risco consiste na possibilidade de não saque ou resgate dos valores depositados, aplicados ou garantidos por instituições financeiras. A exposição máxima ao risco de crédito está representada pelos saldos de caixa de equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários em 31 de dezembro de 2012 e 2011. A Administração avalia que os riscos de crédito associados aos saldos de caixa e equivalente de caixa e títulos e títulos e valores mobiliários são reduzidos, em função de suas operações serem realizadas com base em análise e orientações corporativas de sua controladora final Petrobras e com instituições financeiras brasileiras de reconhecida reputação. 20.2. Risco de liquidez A Sociedade utiliza seus recursos principalmente com despesas de capital, pagamentos de dividendos e refinanciamento da dívida. O risco de liquidez da Sociedade é administrado de forma corporativa pela controladora final Petrobras. 20.3. Risco de taxa de juros Decorre da possibilidade de a Sociedade sofrer ganhos ou perdas decorrentes de oscilações de taxas de juros incidentes sobre seus ativos e passivos financeiros. Visando à mitigação desse tipo de risco, a Sociedade segue as orientações corporativas para as empresas do sistema Petrobras. 20.4. Risco de taxa de câmbio O gerenciamento dos riscos cambiais é feito de forma corporativa pela controladora final Petrobras, que busca identificá-los e tratá-los de forma integrada, visando garantir alocação eficiente dos recursos destinados à proteção patrimonial. O risco cambial decorre da possibilidade de oscilações das taxas de câmbio das moedas estrangeiras utilizadas pela Sociedade para a aquisição de equipamentos ou serviços e a contratação de instrumentos financeiros. Além de valores a pagar e a receber em moedas estrangeiras, a Sociedade não tem fluxos operacionais em outras moedas. A Sociedade avalia permanentemente essas oscilações, procurando renegociar suas dívidas na medida em que essas impactam significativamente seus fluxos financeiros. A Sociedade possui financiamento sujeito à variação cambial do Dólar norte-americano, conforme mencionado na Nota 12, cujo saldo está valorizado pela taxa de fechamento de R$ 2,0435, em 31 de dezembro de 2012. 20.5. Análise de sensibilidade A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de taxa de câmbio, considerando que o cenário provável é o valor dos financiamentos em 31 de dezembro de 2012 e 2011, respectivamente, que os cenários possível e remoto consideram a variação de risco de 25% e 50% dos valores dos financiamentos, respectivamente, em relação a estas mesmas datas. Em 2012 Cenários Provável Possível Remoto Financiamentos (Dólar norte-americano)... 12.388 3.097 6.194 Em 2011 Cenários Provável Possível Remoto Financiamentos (Dólar norte-americano)... 11.338 2.835 5.669 A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de juros variáveis, considerando que o cenário provável é a atualização do valor dos financiamentos em 31 de dezembro de 2012 pelas mesmas taxas de juros nesta data, que os cenários possível e remoto consideram a variação de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data. Em 2012 Cenários Provável Possível Remoto Financiamentos (TJLP)... 6.397 6.448 6.580 Financiamentos (Libor)... 4.782 4.871 4.959 Em 2011 Cenários Provável Possível Remoto Financiamentos (TJLP)... 7.138 7.240 7.342 Financiamentos (Libor)... 4.782 4.871 4.959 20.6. Mensuração dos instrumentos financeiros Os instrumentos financeiros da Sociedade estão mensurados ao custo amortizado. Os valores justos destes instrumentos financeiros são equivalentes aos seus valores contábeis. LUCIANA BASTOS DE FREITAS RACHID Conselheira CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO JOSE ALCIDES SANTORO MARTINS Presidente DIRETORIA HUGO REPSOLD JUNIOR Conselheiro ANTONIO SÉRGIO DE CAJUEIRO COSTA Diretor Superintendente ANA PAULA LOPES DO VALE FERNANDO JOSÉ ENNES DE SENNA JOSÉ ORLANDO MELO DE AZEVEDO Diretora Administrativo-Financeira Diretor Técnico-Operacional Diretor Comercial JOSÉ SILVIO PETRUNGARO - Contador - CRC-RJ - 054431/O-7 RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS Ao Conselho de Administração e aos acionistas Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG Rio de Janeiro - RJ Examinamos as demonstrações contábeis da Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG (a Sociedade ) que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2012 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, assim como o resumo das principais políticas contábeis e as demais notas explicativas. Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis A Administração da Sociedade é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou por erro. Responsabilidade dos auditores independentes Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelo auditor e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção relevante. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e das divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independentemente se causada por fraude ou por erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Sociedade para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Sociedade. Uma auditoria inclui também a avaliação da adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião. Opinião Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Transportadora Associada de Gás S.A. em 31 de dezembro de 2012, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Ênfase Chamamos a atenção para a Nota 1 às demonstrações contábeis, que descreve que as operações da Sociedade são basicamente efetuadas com empresas do Sistema Petrobras e, portanto, estas demonstrações contábeis devem ser lidas nesse contexto. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto. Outros assuntos Informação suplementar - demonstração do valor adicionado Examinamos também a demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012, preparada sob a responsabilidade da administração da Sociedade e apresentada como informação suplementar. Essa demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Auditoria dos valores correspondentes ao exercício anterior O exame das demonstrações contábeis do exercício findo em 31 de dezembro de 2011, apresentadas para fins de comparação, foi conduzido sob a responsabilidade de outros auditores independentes, que emitiram relatório de auditoria, com data de 10 de fevereiro de 2012, sem ressalvas, com parágrafo de ênfase do mesmo teor do incluído neste relatório, e também em relação às diferenças entre as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatórios financeiros (IFRS) das demonstrações contábeis individuais, especificamente quanto (i) ao critério de avaliação pelo método de equivalência patrimonial das participações em empresas investidas, enquanto que para fins de IFRS seria ao custo ou valor justo, e (ii) pela opção da sociedade na manutenção do saldo do ativo diferido registrado ao custo amortizado conforme mencionado na Nota 4.7. PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes CRC 2SP000160/O-5 F RJ Rio de Janeiro, 30 de janeiro de 2013 Maria Salete Garcia Pinheiro Contadora CRC 1RJ048568/O-7 PARECER DO CONSELHO FISCAL Senhores Acionistas, O Conselho Fiscal da Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG, no uso de suas atribuições legais e estatutárias, procedeu ao exame do Relatório da Administração e das Demonstrações Contábeis referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012, tendo por base o Relatório da PricewhaterhouseCoopers Auditores Independentes, de 30 de janeiro de 2013, sem ressalvas, elaborado de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil. Tomou ainda conhecimento das seguintes proposições a serem encaminhadas à deliberação da Assembleia Geral de Acionistas, correspondente a destinação do Lucro Líquido do Exercício Social de 2012, no montante de R$ 996.586.295,76 (novecentos e noventa e seis milhões, quinhentos e oitenta e seis mil, duzentos e noventa e cinco reais e setenta e seis centavos), assim distribuídos: a) Constituição de reserva legal no montante de R$ 49.829.314,79 (quarenta e nove milhões, oitocentos e vinte e nove mil, trezentos e quatorze reais e setenta e nove centavos), em conformidade com o artigo 193, da Lei nº 6.404/76; b) Constituição de Reserva de Incentivos Fiscais no montante de R$ 12.616.008,49 (doze milhões, seiscentos e dezesseis mil, oito reais e quarenta e nove centavos), em conformidade com o artigo 195, da Lei nº 6.404/76; e c) Distribuição de dividendos totais no montante de R$ 934.140.972,48 (novecentos e trinta e quatro milhões, cento e quarenta mil, novecentos e setenta e dois reais e quarenta e oito centavos), estando incluídos, nesse valor, os juros sobre o capital próprio no montante de R$ 300.000.000,00 (trezentos milhões de reais), a ser submetida à deliberação da Assembleia Geral Ordinária - AGO em 15 de março de 2013. O Conselho Fiscal é de opinião que os referidos documentos societários refletem adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a situação patrimonial, financeira e de gestão da Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG. Adicionalmente, manifesta-se favorável à submissão da proposta de destinação do resultado do exercício à Assembleia Geral dos Acionistas na forma apresentada pelo Conselho de Administração. Rio de Janeiro, 6 de fevereiro de 2013. Carla Maria de Oliveira Castro Gonçalves Presidente Gilmar Alanis Leandro Giacomazzo Conselheiro Conselheiro