Según presentación ante la Comisión de Valores de los Estados Unidos (SEC) el 25 de mayo de 2011

COMISIÓN DE VALORES DE LOS ESTADOS UNIDOS (SEC)

WASHINGTON, D.C. 20549

FORMULARIO 20-F INFORME ANUAL

DE CONFORMIDAD CON EL ARTICULO 13 o 15(d) DE LA LEY DEL MERCADO DE VALORES (SECURITIES EXCHANGE ACT) DE 1934

Ejercicio Económico finalizado el 31 de diciembre de 2010

Número de Registro en la Comisión: 001-15106 Número de Registro en la Comisión: 001-33121

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Petrobras International Finance Company (Razón Social exacta del declarante tal como figura en sus Estatutos) (Razón Social exacta del declarante tal como figura en sus Estatutos)

Brazilian Petroleum Corporation – Petrobras

(Razón Social del declarante en inglés)

República Federativa del Brasil

Islas Caimán (Jurisdicción de constitución o inscripción) (Jurisdicción de constitución o inscripción)

Avenida República do Chile, 65 20031-912 – Rio de Janeiro – RJ

Brasil (Domicilio de la sede social)

Almir Guilherme Barbassa

(55 21) 3224-2040 – barbassa@petrobras.com.br Avenida Republica Do Chile 65 – Piso 23

20031-912 – Rio de Janeiro – RJ Brasil

4th Floor, Harbour Place 103 South Church Street P.O. Box 1034GT - BWI

George Town, Grand Cayman Cayman Islands

(Domicilio de la sede social)

Sérvio Túlio da Rosa Tinoco (55 21) 3224-1410 – ttinoco@petrobras.com.br

Avenida República do Chile, 65 – Piso 3 20031-912 – Rio de Janeiro – RJ

Brasil

(Nombre, teléfono, e-mail y/o fax y domicilio de la persona de contacto de la compañía)

(Nombre, teléfono, e-mail y/o fax y domicilio de la persona de contacto de la compañía)

Títulos registrados o a registrar de conformidad con el Artículo 12(b) de la Ley:

Título de cada clase:

Nombre de las Bolsas en que cotiza:

Acciones ordinarias de Petrobras, sin valor nominal* Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)* American Depositary Shares (ADS) de Petrobras (representadas por American Depositary Receipts (ADR)), que representan 2 acciones ordinarias cada una

Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)

Acciones preferidas de Petrobras, sin valor nominal* Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)* American Depositary Shares (ADS) de Petrobras (representadas por American Depositary Receipts (ADR)), que representan 2 acciones preferidas cada una

Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)

Obligaciones Globales de PifCo al 6,125% con vencimiento en 2016 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Obligaciones Globales de PifCo al 3,875% con vencimiento en 2016 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Obligaciones Globales de PifCo al 5,875% con vencimiento en 2018 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Obligaciones Globales de PifCo al 7,875%, con vencimiento en 2019 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Obligaciones Globales de PifCo al 5,75%, con vencimiento en 2020 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Obligaciones Globales de PifCo al 5,375%, con vencimiento en 2021 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Obligaciones Globales de PifCo al 6,875% con vencimiento en 2040 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE) Obligaciones Globales de PifCo al 6,750% con vencimiento en 2041 Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)

* No para negociación, sino sólo en relación con el registro de American Depositary Shares, de conformidad con lo dispuesto por la Bolsa de Valores de Nueva York.

Títulos registrados o a registrar de conformidad con el Artículo 12(g) de la Ley: Ninguno Títulos respecto de los cuales existe obligación de presentar información de conformidad con el Artículo 15(d) de la Ley:

TÍTULO DE CADA CLASE: Obligaciones Senior de PifCo al 9,750% con vencimiento en 2011

Obligaciones Globales de PifCo al 9,125% con vencimiento en 2013 Obligaciones Globales de PifCo al 7,75% con vencimiento en 2014

Obligaciones Globales de PifCo al 8,375% con vencimiento en 2018

Cantidad de acciones en circulación de cada clase de Petrobras y PifCo al 31 de diciembre de 2010: 7.442.454.142 acciones ordinarias de Petrobras, sin valor nominal 5.602.042.788 acciones preferidas de Petrobras, sin valor nominal

300.050.000 acciones ordinarias de PifCo, con un valor nominal de U$S1 cada una

Indique con una X si el declarante es un emisor experimentado y reconocido, tal como se define en la Norma 405 de la Ley de Títulos Valores.

Si No ���� Si este informe es un informe anual o intermedio, indique con una X si el declarante está exento de la presentación de informes de conformidad con el Artículo 13 o 15(d) de la Ley del Mercado de Valores de 1934.

Si ���� No

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Indique con una X si el declarante (1) ha presentado todos los informes exigidos por el Artículo 13 o 15(d) de la Ley del Mercado de Valores de 1934 durante los 1102 meses anteriores (o durante el período menor en que se exigió que el declarante presentara tales informes), y (2) ha estado sujeto a tal exigencia de presentar informes durante los últimos 90 días.

Si No ���� Indique con una X si el declarante ha presentado por medios electrónicos y ha publicado en el sitio web de la compañía, si lo hubiera, los Archivos de Datos Interactivos exigidos por la Norma 405 de la Reglamentación S-T (art. 232.405 de este capítulo) durante los 12 meses anteriores (o durante el período menor en que se exigió que el declarante presentara y publicara tales archivos)

Si [Petrobras] No ���� Indique con una X si el declarante está sujeto a la condición de “large accelerated filer” (presentación acelerada para compañías de gran capitalización), “accelerated filer” (presentación acelerada) o “non-accelerated filer” (presentación normal). Véase la definición de “accelerated filer” en la Norma 12b-2 de la Ley del Mercado de Valores (indique uno):

Large accelerated filer [Petrobras] Accelerated filer ���� Non-accelerated filer [PifCo] Indique con una X los criterios contables utilizados por el declarante en la confección de los estados contables incluidos en esta presentación:

GAAP de los EE.UU. Normas Internacionales para Presentación de Informes Financieros emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) ���� Otros ����

En el caso de haber indicado “Otros” en la respuesta a la pregunta anterior, indique con una X el item que el declarante ha decidido elegir en relación con los estados contables.

Item 17 ���� Item 18 ���� Si éste es un informe anual, indique con una X si el declarante es una sociedad sin actividad (shell company) (según se define en la Norma 12b-2 de la Ley del Mercado de Valores)

Sí ���� No

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Declaraciones Prospectivas ...........................................................................................................................................6 Glosario de Términos de la Industria del Petróleo ........................................................................................................8 Tabla de Conversión ....................................................................................................................................................11 Abreviaturas ................................................................................................................................................................12 Presentación de Información Financiera .....................................................................................................................13

Petrobras.........................................................................................................................................13 PifCo ................................................................................................................................................14

Acontecimientos Recientes .........................................................................................................................................14 Presentación de Información sobre Reservas .............................................................................................................15

PARTE I

Item 1. Datos de los Consejeros, Principales Ejecutivos y Asesores...................................................................16 Item 2. Estadísticas de Oferta y Cronograma Estimado .....................................................................................16 Item 3. Información Clave ..................................................................................................................................16

Información Financiera Seleccionada .............................................................................................16 Factores de Riesgo ..........................................................................................................................20 Riesgos Relacionados con nuestras Operaciones ...........................................................................20 Riesgos Relacionados con PifCo ......................................................................................................26 Riesgos Relacionados con la Relación entre Petrobras y el Gobierno Federal de Brasil.................27 Riesgos Relacionados con Brasil......................................................................................................28 Riesgos Relacionados con Nuestras Acciones y Títulos de Deuda ..................................................28

Item 4. Información sobre la Compañía .............................................................................................................31 Historia y Desarrollo........................................................................................................................31 Descripción General del Grupo .......................................................................................................32 Exploración y Producción................................................................................................................34 Refinación, Transporte y Comercialización .....................................................................................45 Distribución .....................................................................................................................................51 Gas y Energía...................................................................................................................................53 Internacional ...................................................................................................................................60 Segmento Corporativo ....................................................................................................................66 Información sobre PifCo..................................................................................................................67 Estructura Organizacional ...............................................................................................................70 Bienes de Uso..................................................................................................................................72 Reglamentación de la Industria del Petróleo y el Gas en Brasil ......................................................72 Acciones Relacionadas con la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente........................................76 Seguros............................................................................................................................................79 Información Adicional sobre Reservas y Producción ......................................................................80

Item 4A. Comentarios no resueltos del Personal .................................................................................................90 Item 5 Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras ............................................................................90

Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones de Petrobras..............90 Información General .......................................................................................................................90 Volúmenes y Precios de Venta........................................................................................................91 Efecto de los Impuestos sobre las Ganancias de la Compañía .......................................................92 Inflación y Variación del Tipo de Cambio........................................................................................93 Resultados de las Operaciones .......................................................................................................93 Resultado Neto por Segmento de Negocio.....................................................................................99 Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones de Pifco....................111 Información General .....................................................................................................................111 Compra y Venta de Crudo y Productos Derivados del Petróleo ...................................................112 Resultados de la Operaciones—2010 comparado con 2009 ........................................................112 Resultados de las Operaciones—2009 comparado con 2008.......................................................113

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Liquidez y Recursos de Capital ......................................................................................................114 Petrobras.......................................................................................................................................114 PifCo ..............................................................................................................................................118 Oblicaciones Contractuales...........................................................................................................122 Petrobras.......................................................................................................................................122 PifCo ..............................................................................................................................................122 Políticas Contables y Estimaciones Relevantes .............................................................................122 Impacto de las Nuevas Normas Contables................................................................................... 126 Investigación y Desarrollo .............................................................................................................127 Tendencias del Mercado ...............................................................................................................128

Item 6. Consejeros, Principales Ejecutivos y Empleados..................................................................................129 Consejeros y Principales Ejecutivos .............................................................................................129 Remuneración...............................................................................................................................135 Titularidad de las Acciones............................................................................................................136 Comisión Fiscalizadora..................................................................................................................136 Comité de Auditoría de Petrobras ................................................................................................137 Otros Comités Asesores ................................................................................................................138 Ombudsman de Petrobras ............................................................................................................138 Comités Asesores de PifCo............................................................................................................138 Empleados y Relaciones Laborales ...............................................................................................138

Item 7. Principales Accionistas y Operaciones con Partes Relacionadas .........................................................140 Principales Accionistas ..................................................................................................................140 Operaciones de Pifco con Partes Relacionadas ............................................................................142

Item 8. Información Financiera ........................................................................................................................145 Estados Contables Consolidados de Petrobras y Otra Información Financiera ............................145 Estados Contables Consolidados de Pifco y Otra Información Financiera ....................................145 Procesos Legales ...........................................................................................................................145 Distribución de Dividendos ...........................................................................................................151

Item 9. Oferta y Cotización en Bolsa ................................................................................................................151 Petrobras.......................................................................................................................................151 PifCo ..............................................................................................................................................153

Item 10. Información Adicional ..........................................................................................................................153 Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras...................................................................................153 Restricciones respecto de Titulares no Brasileños........................................................................162 Transferencia de Control...............................................................................................................162 Divulgación de la Titularidad del Accionista .................................................................................162 Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo ..........................................................................................163 Contratos Significativos.................................................................................................................166 Controles de Divisas - Petrobras ..................................................................................................173 Impuestos Relacionados con Nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas ........................175 Impuestos Relacionados con las Obligaciones de PifCo................................................................183 Documentos Presentados .............................................................................................................187

Item 11. Información Cualitativa y Cuantitativa sobre los Riesgos del Mercado ...............................................187 Petrobras.......................................................................................................................................187 PifCo ..............................................................................................................................................190

Item 12. Descripción de Títulos que no sean Acciones ......................................................................................192 American Depositary Shares .........................................................................................................192

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PARTE II

Item 13. Incumplimientos, Dividendos Impagos e Incumplimiento de Pago .....................................................194 Item 14. Modificaciones Substanciales de los Derechos de los Tenedores de Títulos y Destino de los Fondos194 Item 15. Controles y Procedimientos .................................................................................................................194

Evaluación de Controles y Procedimientos de Divulgación de Información.................................194 Informe de la Dirección Relativo al Control Interno de la Información Financiera.......................194 Cambios en los Controles Internos ...............................................................................................195

Item 16A. Experto Financiero del Comité de Auditoría ........................................................................................195 Item 16B. Código de Etica.....................................................................................................................................195 Item 16C. Servicios y Honorarios del Estudio Contable........................................................................................196

Honorarios de Auditoría y de Otras Funciones .............................................................................196 Políticas y Procedimientos de Aprobación del Comité de Auditoría.............................................197

Item 16D. Normas de Cotización Relativas a los Comités de Auditoría - Exención ..............................................197 Item 16E. Adquisición de Acciones por parte del Emisor y Compradores Afiliados.............................................197 Item 16F. Cambio del Contador Certificante del Declarante ...............................................................................197 Item 16G. Gobierno Corporativo ..........................................................................................................................198

PARTE III

Item 17. Estados Contables ................................................................................................................................201 Item 18. Estados Contables ................................................................................................................................201 Item 19. Anexos..................................................................................................................................................201 Firmas ........................................................................................................................................................................205 Indice de los Estados Contables Consolidados Auditados de Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras...........................207 Indice de los Estados Contables Consolidados Auditados de Petrobras International Finance Company................207

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DECLARACIONES PROSPECTIVAS

Este informe anual contiene declaraciones sobre hechos futuros, conforme al significado del Artículo 27A de la Ley de Títulos Valores de 1933 y sus modificaciones, y el Artículo 21E de la Ley del Mercado de Valores de 1934 y sus modificaciones, que no se basan en hechos históricos y no son garantía de resultados futuros. Muchas de las declaraciones sobre hechos futuros contenidas en este informe anual se pueden identificar por el uso de términos que hacen referencia al futuro, como por ejemplo “considerar”, “estimar”, “prever”, “debería”, “proyectado”, “estimación”, y “potencial”, entre otros. Petrobras ha realizado declaraciones sobre hechos futuros relacionadas con temas que incluyen:

• la estrategia de comercialización y expansión;

• las actividades de exploración y producción, incluyendo la perforación de pozos;

• las actividades relacionadas con la refinación, importación, exportación, transporte de petróleo, gas natural y productos derivados del petróleo, productos petroquímicos, generación de electricidad, biocombustibles y otras fuentes de energía renovable;

• las inversiones proyectadas y previstas y otros costos, compromisos e ingresos;

• la liquidez y las fuentes de financiación;

• el desarrollo de otras fuentes de ingresos; y

• el impacto, incluyendo costos, de las adquisiciones.

Las declaraciones sobre hechos futuros no implican garantía de resultados futuros y están sujetas a supuestos que pueden resultar incorrectos y a riesgos e incertidumbres que son difíciles de prever. Nuestros resultados reales pueden diferir substancialmente de los expresados o previstos en las declaraciones sobre hechos futuros como consecuencia de una variedad de factores. Estos factores, entre otras cosas, incluyen:

• nuestra capacidad para obtener financiamiento;

• las condiciones económicas y comerciales generales, incluidos los precios del crudo y de otros commodities, los márgenes de refinación y el tipo de cambio vigente;

• las condiciones económicas internacionales;

• nuestra capacidad para descubrir, adquirir u obtener nuevas reservas y para desarrollar las actuales en forma exitosa;

• las incertidumbres inherentes a la estimación de nuestras reservas de petróleo y gas incluyendo las reservas de petróleo y gas descubiertas recientemente;

• la competencia;

• las dificultades técnicas en la operación de nuestros equipos y en la prestación de nuestros servicios;

• las modificaciones de las leyes o reglamentaciones o el incumplimiento de las mismas;

• la obtención de autorizaciones y licencias gubernamentales;

• los acontecimientos políticos, económicos y sociales en Brasil y en el exterior;

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• los desastres naturales, accidentes, operaciones militares, actos de sabotaje, guerras o embargos;

• el costo y la disponibilidad de seguros adecuados; y

• otros factores analizados más adelante en “Factores de Riesgo”.

En relación con información detallada sobre los factores por los que nuestros resultados reales podrían diferir de las estimaciones reflejadas en las declaraciones sobre hechos futuros, véase “Factores de Riesgo” en este informe anual.

Las declaraciones sobre hechos futuros atribuidas a Petrobras o a una persona que actúa en nombre de la misma se encuentran expresamente condicionadas en su totalidad por esta declaración preventiva. La Compañía no asume la obligación de actualizar o modificar públicamente las declaraciones sobre hechos futuros, ya sea como resultado de nueva información o hechos futuros o por cualquier otra razón.

Los datos sobre reservas de crudo y gas natural presentados o descriptos en este informe anual son sólo cálculos estimativos, y nuestra producción, ingresos y gastos reales relacionados con tales reservas pueden diferir substancialmente de dichas estimaciones.

Este informe anual corresponde a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras (Petrobras) y a su subsidiaria totalmente controlada constituida conforme a las leyes de las Islas Caimán, Petrobras International Finance Company (PifCo). Las operaciones de PifCo, que consisten principalmente en la compra y venta de crudo y productos derivados del petróleo, se describen con más detalle a continuación.

A menos que el contexto requiera lo contrario, los términos “Petrobras”, “la Compañía“, “nosotros” y “nuestro/a/os/as”, se refieren a Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras, sus subsidiarias consolidadas y sociedades con fines específicos, incluida Petrobras International Finance Company. El término “PifCo” se refiere a Petrobras International Finance Company y sus subsidiarias.

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GLOSARIO DE TÉRMINOS DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO

A menos que el contexto indique lo contrario, los siguientes términos tienen el significado atribuido a continuación:

ANEEL.................................... La Agência Nacional de Energia Elétrica (Agencia Nacional de Energía Eléctrica), o ANEEL, es la agencia nacional que regula la industria de la electricidad en Brasil.

ANP ....................................... La Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustiveis (Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles), o ANP, es la agencia nacional que regula la industria del petróleo, gas natural y combustibles renovables de Brasil.

API° ....................................... Medida estándar de densidad de petróleo desarrollada por el Instituto Americano del Petróleo.

Barriles.................................. Barriles de petróleo crudo.

BSW ...................................... Sedimento y agua de fondo, una medida del contenido de agua y sedimentos del crudo.

Craqueo catalítico................. El proceso por el cual las moléculas de hidrocarburos se dividen (craquean) en fracciones menores por la acción de un catalizador.

Unidad de Coquización ......... Recipiente en el que se craquea el bitumen en fracciones.

Condensado.......................... Sustancias de hidrocarburos livianos producidas con gas natural que se condensan en líquido a temperatura y presión normales.

CNPE ..................................... El Conselho Nacional de Política Energética (Concejo Nacional de Política Energética), o CNPE, es el organismo asesor del Presidente de la República responsable de formular políticas y lineamientos relativos a la energía.

Aguas profundas................... Entre 300 y 1.500 metros (984 y 4.921 pies) de profundidad.

Destilación ............................ Un proceso por el cual los líquidos se separan o refinan por vaporización seguida de condensación.

EWT....................................... Prueba de pozo de alcance extendido.

Area de Exploración.............. Una región de Brasil sujeta a un contrato regulatorio sin acumulaciones de hidrocarburos conocidas o con acumulaciones de hidrocarburos aún no declaradas comercialmente viables.

FPSO...................................... Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga.

Petróleo crudo pesado ......... Petróleo crudo con densidad API inferior o igual a 22°.

Petróleo crudo intermedio ... Petróleo crudo con densidad API superior a 22° e inferior o igual a 31°.

Petróleo crudo liviano .......... Petróleo crudo con densidad API superior a 31°.

GNL ....................................... Gas Natural Licuado.

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GLP........................................ Gas Licuado de Petróleo, que es una mezcla de hidrocarburos saturados y no saturados, con hasta cinco átomos de carbono, utilizado como combustible doméstico.

MME ..................................... El Ministerio de Minas y Energía nacional, o MME.

LGN ....................................... Líquidos de gas natural, que son substancias de hidrocarburos livianos producidas con gas natural, que se condensan en líquido a temperatura y presión normales.

Petróleo ................................ Petróleo crudo, incluyendo LGN y condensados.

Sección anterior al estrato de sal..........................................

Formación geológica que contiene depósitos de petróleo y gas natural ubicada debajo de una capa evaporítica.

Sección posterior al estrato de sal..........................................

Formación geológica que contiene depósitos de petróleo y gas natural ubicada sobre una capa evaporítica.

Reservas probadas................ De acuerdo con las definiciones de la Norma Modificada 4-10(a) de la Reglamentación S-X de la SEC, las reservas probadas de petróleo y gas son aquellas cantidades de petróleo y gas que, por análisis de los datos geológicos y de ingeniería, puede estimarse con certeza razonable que serán comercialmente explotables, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos, en las condiciones económicas y con los métodos operativos existentes, y en virtud de las reglamentaciones gubernamentales vigentes. Las condiciones económicas existentes incluyen los precios y costos a los cuales se determinará si un reservorio es comercialmente explotable. El precio es el precio promedio durante el período de 12 meses previo al 31 de diciembre de 2010, a menos que se definan otros precios mediante acuerdos contractuales, excluyéndose los aumentos de precios basados en condiciones futuras. El proyecto de extracción de hidrocarburos debe haber comenzado o debemos tener certeza razonable de que comenzaremos el proyecto en un plazo razonable.

Las reservas que resulten comercialmente explotables mediante la aplicación de técnicas de recuperación mejorada (como la inyección de fluido) se incluyen en la clasificación de “probadas” cuando los resultados exitosos de los ensayos mediante un proyecto piloto, o la operación de un programa instalado en el reservorio, sustentan el análisis de ingeniería sobre el que se basó el proyecto o el programa.

Reservas desarrolladas probadas...............................

Las reservas desarrolladas probadas son aquellas reservas que se estima pueden ser recuperadas: (i) a través de pozos existentes, con los equipos y métodos operativos existentes o cuando el costo de los equipos que se necesitan es relativamente menor en comparación con el costo de un pozo nuevo, y (ii) con equipos de extracción instalados e infraestructura en operación en el momento de estimarse las reservas si la extracción se realiza por un medio que no involucra un pozo.

Reservas no desarrolladas probadas

Las reservas no desarrolladas probadas son reservas que se estima recuperar de nuevos pozos en superficies no perforadas, o de pozos existentes donde se requiere un gasto relativamente significativo de reterminado. Las reservas en superficies no perforadas están limitadas a las unidades no perforadas que compensan directamente las unidades productivas cuya producción es razonablemente cierta en el momento de la perforación, a menos que se

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compruebe con certeza razonable, mediante tecnología confiable, que son comercialmente explotables a distancias mayores.

Las áreas no perforadas se clasifican con reservas no desarrolladas sólo si se aprobó un plan de desarrollo que establezca que su perforación está programada para los próximos cinco años, a menos que circunstancias específicas justifiquen un plazo mayor. Las reservas no desarrolladas probadas no incluyen reservas atribuibles a superficies para las que se contempla una aplicación de inyección de fluido o cualquier otra técnica de recuperación mejorada, a menos que dichas técnicas hayan resultado ser efectivas en proyectos reales en el mismo reservorio o en un reservorio análogo o mediante otra evidencia obtenida con tecnología confiable que establezca una certeza razonable.

SS .......................................... Unidad semi sumergible.

Petróleo sintético y gas sintético ................................

Mezcla de hidrocarburos resultante de la mejora (es decir, alteración química) del bitumen natural de arenas petrolíferas, kerógeno de pizarras bituminosas, o del procesamiento de otras substancias tales como el gas natural o el carbón. El petróleo sintético puede contener azufre u otros componentes no hidrocarburíferos y posee varias características similares al petróleo crudo.

Profundidad total ................. Profundidad total de un pozo, incluyendo la distancia vertical a través del agua y por debajo de la línea de lodo.

Aguas ultra profundas .......... Más de 1.500 metros (4.921 pies) de profundidad.

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TABLA DE CONVERSIÓN

1 acre = 0,004047 km2

1 barril = 42 galones (EE.UU.) = Aproximadamente 0,13 toneladas de petróleo

1 boe = 1 barril de petróleo crudo equivalente

= 6.000 pies cúbicos de gas natural

1 m3 de gas natural = 35,315 pies cúbicos = 0,0059 boe

1 km = 0,6214 millas

1 km2 = 247 acres

1 metro = 3,2808 pies

1 tonelada de petróleo crudo

= 1.000 kilos de petróleo crudo = Aproximadamente 7,5 barriles de petróleo crudo (suponiendo un índice de gravedad de 37° API a presión atmosférica)

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ABREVIATURAS

bbl Barriles bn Mil millones bnbbl Mil millones de barriles bncf Mil millones de pies cúbicos bnm

3 Mil millones de metros cúbicos

boe Barriles de petróleo equivalente bbl/d Barriles por día cf Pies cúbicos GOM Golfo de México GW Gigawatts GWh Gigawatt de energía suministrada o demandada durante una hora km Kilómetros km

2 Kilómetros cuadrados

m3 Metros cúbicos

mbbl Miles de barriles mbbl/d Miles de barriles por día mboe Miles de barriles de petróleo equivalente mboe/d Miles de barriles de petróleo equivalente por día mcf Miles de pies cúbicos mcf/d Miles de pies cúbicos por día mm

3 Miles de metros cúbicos

mm3/d Miles de metros cúbicos por día

mmbbl Millones de barriles mmbbl/d Millones de barriles por día mmboe Millones de barriles de petróleo equivalente mmboe/d Millones de barriles de petróleo equivalente por día mmcf Millones de pies cúbicos mmcf/d Millones de pies cúbicos por día mmm

3 Millones de metros cúbicos

mmm3/d Millones de metros cúbicos por día

mmt/y Millones de toneladas métricas por año MW Megawatts MWavg Cantidad de energía (en MWh) dividida por el tiempo (en horas) en el cual se produce

o consume dicha energía MWh Un megawatt de energía suministrada o demandada durante una hora ppm Partes por millón P$ Pesos argentinos R$ Reales brasileños T Tonelada métrica tcf Billones de pies cúbicos U$S Dólares estadounidenses /d Por día /y Por año

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PRESENTACION DE INFORMACION FINANCIERA

En este informe anual, las expresiones “real,” “reales” o “R$” se refieren a reales brasileños y las expresiones “dólares estadounidenses” o “U$S” se refieren a dólares de los Estados Unidos. Algunas cifras incluidas en este informe han sido redondeadas y, en consecuencia, los totales indicados en algunos cuadros pueden no ser la suma exacta de las cifras que los componen.

Petrobras

Los estados contables consolidados auditados de Petrobras y de nuestras subsidiarias consolidadas al 31 de diciembre de 2010 y 2009, y los correspondientes a cada uno de los tres ejercicios del período finalizado el 31 de diciembre de 2010, y las notas correspondientes, contenidos en este informe anual, se presentan en dólares estadounidenses y han sido confeccionados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados de los EE.UU. (GAAP de los EE.UU.). Véase el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras” y la Nota 2(a) a nuestros estados contables consolidados auditados. Los GAAP de los EE.UU. difieren en algunos aspectos de las Normas Internacionales sobre Información Financiera (IFRS), emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) y aplicadas por Petrobras en sus estados contables reglamentarios preparados de acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil y las reglamentaciones establecidas por la Comisión de Valores de Brasil (CVM). La Ley de Sociedades de Brasil fue reformada en 2007 con el fin de compatibilizar las prácticas contables adoptadas en Brasil (GAAP de Brasil) con las IFRS. Hemos confeccionado nuestros estados contables consolidados en reales de acuerdo con las IFRS a partir del trimestre finalizado el 31 de marzo de 2010. Estamos evaluando la posibilidad de discontinuar la presentación de información de acuerdo con los GAAP de EE.UU. y adoptar las IFRS emitidas por el IASB como base para la presentación de los estados contables consolidados auditados incluidos en nuestro informe anual contenido en el Formulario 20-F correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011.

Nuestra moneda funcional es el real brasileño. Según se describe en la Nota 2(a) a nuestros estados contables consolidados auditados, los montos expresados en dólares estadounidenses a las fechas y por los períodos presentados en nuestros estados contables consolidados auditados han sido calculados nuevamente o convertidos a partir de los montos expresados en reales conforme a los criterios establecidos en la Codificación de Normas Contables - Tópico ASC 830 – Cuestiones relacionadas con Divisas. Los montos expresados en dólares en este informe anual han sido convertidos de reales al tipo de cambio vigente al cierre del período, para los rubros del balance general y al tipo de cambio promedio vigente en el período, para los rubros del estado de resultados y del estado de flujo de fondos.

A menos que el contexto indique lo contrario:

• los datos históricos contenidos en este informe anual que no surgen de los estados contables consolidados auditados fueron convertidos de reales en forma similar;

• los montos contenidos en las declaraciones sobre hechos futuros, incluyendo las inversiones futuras estimadas, se basan en nuestro Plan Estratégico 2020 que abarca el período 2009-2020 y en nuestro Plan de Negocios 2010-2014, y fueron proyectados sobre una base constante y convertidos de reales al tipo de cambio promedio estimado de R$1,78 por U$S1,00 de acuerdo con nuestro Plan de Negocios 2010–2014. Además, de acuerdo con nuestro Plan de Negocios 2010–2014 y nuestro Plan de Negocios Anual 2011, los cálculos futuros que implican un precio supuesto del crudo se han calculado utilizando un precio del crudo Brent por barril de U$S93 para 2011, U$S82 para 2012, U$S82 para 2013, U$S82 para 2014 y U$S82 para 2015, ajustado en base a nuestras diferencias de calidad y ubicación, a menos que se especifique lo contrario; y

• el cálculo de las inversiones futuras estimadas se basa en los montos presupuestados más recientemente, que pueden no haberse ajustado para reflejar todos los factores que podrían afectar dichos montos.

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PifCo

La moneda funcional de PifCo es el dólar estadounidense. Prácticamente todas las ventas de PifCo se realizan en dólares estadounidenses y la totalidad de su deuda está denominada en dólares estadounidenses. En consecuencia, los estados contables consolidados auditados de PifCo al 31 de diciembre de 2010 y 2009, los correspondientes a cada uno de los tres ejercicios del período finalizado el 31 de diciembre de 2010 y las notas correspondientes contenidas en este informe anual, se presentan en dólares estadounidenses y se confeccionaron de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados de los EE.UU. e incluyen las subsidiarias totalmente controladas por PifCo: Petrobras Europe Limited (PEL), Petrobras Finance Limited (PFL), Bear Insurance Company Limited (BEAR) y Petrobras Singapore Private Limited (PSPL).

ACONTECIMIENTOS RECIENTES

Oferta Global de Acciones

El 29 de septiembre de 2010, la Compañía emitió 2.293.907.960 acciones ordinarias, incluyendo acciones ordinarias en la forma de American Depositary Shares (ADS), y 1.788.515.136 acciones preferidas, incluyendo acciones preferidas en la forma de ADS, en una oferta pública global que consistió en una oferta registrada en Brasil y una oferta internacional, que incluyó una oferta registrada en los Estados Unidos. El 1º de octubre de 2010, emitimos 75.198.838 acciones ordinarias adicionales (incluyendo acciones ordinarias en la forma de ADS) y 112.798.256 acciones preferidas adicionales (incluyendo acciones preferidas en la forma de ADS) conforme al ejercicio de la opción de venta adicional (over-allotment) por parte de los colocadores. El total del producido de la oferta global, luego de descuentos y comisiones por colocación e incluyendo el ejercicio de la opción de venta adicional por parte de los colocadores, fue de aproximadamente U$S70.000 millones. Utilizamos el producido neto de la oferta global para pagar el precio de compra inicial conforme al Contrato de Cesión descripto a continuación y para continuar desarrollando todos nuestros segmentos de negocio de acuerdo con el Plan de Negocios 2010–2014 de Petrobras.

Contrato de Cesión

El 3 de septiembre de 2010, celebramos un contrato con el gobierno federal de Brasil (el Contrato de Cesión) en virtud del cual el gobierno cedió a Petrobras el derecho a llevar a cabo actividades de exploración y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en áreas específicas anteriores al estrato de sal, sujeto a una producción máxima de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente. Para obtener mayor información relacionada con el Contrato de Cesión, véase el Item 10. “Contratos Significativos – Petrobras – Contrato de Cesión”.

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PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN SOBRE RESERVAS

Petrobras continúa aplicando las normas de la SEC para la estimación e información de las cantidades de reservas de petróleo y gas incluidas en este informe anual. De acuerdo con estas normas, adoptadas por Petrobras al cierre del ejercicio 2009, los volúmenes de reservas al cierre del ejercicio 2010 y 2009 se estimaron utilizando los precios promedio calculados como el promedio aritmético no ponderado del precio correspondiente al primer día del mes de cada mes dentro del período de 12 meses anterior al cierre del período de presentación de información e incluyen reservas no tradicionales, tales como petróleo sintético y gas sintético. Los volúmenes de reservas al cierre del ejercicio 2008 se estimaron utilizando los precios al cierre del ejercicio. Asimismo, las normas modificadas también adoptaron una definición de tecnología confiable que permite incorporar reservas sobre la base de tecnologías probadas en campo. La adopción de las normas de la SEC para la estimación e información de reservas de crudo y gas natural y la emisión por parte del FASB de la Actualización de Normas Contables No. 2010-03 “Estimación e Información de Reservas de Petróleo y Gas” en diciembre de 2010 no tuvieron un impacto substancial sobre nuestras reservas informadas ni sobre nuestra situación financiera consolidada ni sobre los resultados de las operaciones. DeGolyer and MacNaughton (D&M) realizó el cálculo estimado de la mayor parte de nuestras reservas netas locales al 31 de diciembre de 2010. D&M también realizó el cálculo estimado de la mayor parte de nuestras reservas netas internacionales en los países donde Petrobras actúa como operador al 31 de diciembre de 2010. Todos los cálculos estimados de reservas implican algún grado de incertidumbre. Véase el Item 3. “Información Clave – Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con Nuestras Operaciones" en relación con la descripción de los riesgos relacionados con nuestras reservas y su estimación.

El 14 de enero de 2011, registramos la estimación de las reservas correspondientes a Brasil en la ANP (Agencia Nacional de Petróleo), de acuerdo con las normas y reglamentaciones brasileñas. Las reservas totales estimadas ascienden a 12.910 millones de barriles de crudo y condensado y 14,24 billones de pies cúbicos de gas natural. Las estimaciones de reservas que registramos en la ANP y las que presentamos en este informe difieren aproximadamente un 25,9%. Esta diferencia se debe a: (i) el requisito de la ANP de que las reservas probadas se calculen hasta el abandono técnico y económico de los pozos de producción, en lugar de limitar la estimación de las reservas a la vigencia de los contratos de concesión tal como lo estipula la Norma 4-10 de la Reglamentación S-X y (ii) diferentes criterios técnicos para contabilizar las reservas probadas, incluida la utilización de precios de petróleo vigentes en contraposición al requerimiento de la SEC de utilizar el precio promedio de 12 meses con el fin de determinar si las reservas de Brasil son comercialmente explotables.

También registramos las estimaciones de reservas correspondientes a nuestras operaciones internacionales en varios organismos gubernamentales en cumplimiento de los lineamientos de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE). Las reservas totales estimadas correspondientes a nuestras operaciones internacionales, según los lineamientos de la SPE, ascendieron a 470 millones de barriles de crudo y LGN y 1,406 millones de pies cúbicos de gas natural, representando un aumento de aproximadamente el 15% respecto de las reservas estimadas de conformidad con la Reglamentación S-X, según lo indicado en el presente. Esta diferencia existe debido a los diferentes criterios técnicos para contabilizar las reservas probadas, incluida la utilización de precios de petróleo vigentes en contraposición al requerimiento de la SEC de utilizar el precio promedio de 12 meses con el fin de determinar si las reservas internacionales son comercialmente explotables. Además, aún no hemos incluido todos los volúmenes asociados con los campos del Golfo de México ya que no existen antecedentes de producción disponibles correspondientes a reservorios análogos.

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PARTE I

Item 1. Datos de los Consejeros, Principales Ejecutivos y Asesores

No aplicable.

Item 2. Estadísticas de Oferta y Cronograma Estimado

No aplicable.

Item 3. Información Clave

Información Financiera Seleccionada

Petrobras

Los siguientes cuadros contienen información financiera consolidada seleccionada de Petrobras, expresada en dólares estadounidenses y preparada de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados de los Estados Unidos (GAAP de los EE.UU.). La información correspondiente a cada uno de los cinco ejercicios del período finalizado el 31 de diciembre de 2010 fue tomada de nuestros estados contables consolidados auditados. La auditoría de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010, 2009, 2008, 2007 y 2006 fue realizada por KPMG Auditores Independentes. La información que se consigna a continuación deberá leerse junto con nuestros estados contables consolidados auditados, incluyendo las notas correspondientes y el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras”, y se encuentra condicionada en su totalidad por referencia a los mismos. Algunos montos correspondientes a 2009, 2008, 2007 y 2006 fueron reclasificados para adecuarlos a las normas de presentación del ejercicio actual. Esta reclasificación no produjo efecto alguno sobre los resultados de la Compañía ni tuvo efectos significativos en sus estados contables consolidados.

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DATOS DEL BALANCE—PETROBRAS

Al 31 de diciembre de

2010 2009 2008 2007 2006

(en millones de U$S) Activo: Total activo corriente ........................................................................... 63.863 42.644 26.758 29.140 30.955 Bienes de uso, neto .............................................................................. 218.567 136.167 84.719 84.282 58.897 Inversiones en sociedades no consolidadas y otras inversiones .......... 6.312 4.350 3.198 5.112 3.262

Total activo no corriente ...................................................................... 19.941 17.109 11.020 11.181 5.566

Total activo.................................................................................. 308.683 200.270 125.695 129.715 98.680

Pasivo y patrimonio neto: Total pasivo corriente........................................................................... 33.552 30.965 24.756 24.468 21.976 Total pasivo no corriente (1) ................................................................ 31.263 24.844 17.731 21.534 16.829

Deuda a largo plazo (2) ........................................................................ 60.471 49.041 20.640 16.202 13.610

Total pasivo ................................................................................ 125.286 104.850 63.127 62.204 52.415

Patrimonio neto Acciones autorizadas y emitidas:

Acciones preferidas.......................................................................... 45.840 15.106 15.106 8.620 7.718 Acciones ordinarias.......................................................................... 63.906 21.088 21.088 12.196 10.959

Reserva de capital y otros ingresos generales .................................. 71.748 57.864 25.715 44.363 25.622

Patrimonio neto de Petrobras.............................................................. 181.494 94.058 61.909 65.179 44.299

Participación minoritaria ...................................................................... 1.903 1.362 659 2.332 1.966

Total patrimonio................................................................................... 183.397 95.420 62.568 67.511 46.265

Total pasivo y patrimonio neto.................................................... 308.683 200.270 125.695 129.715 98.680

(1) Excluye deuda a largo plazo. (2) Excluye la porción corriente de deuda a largo plazo.

DATOS DEL ESTADO DE RESULTADOS—PETROBRAS

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009 2008 2007 2006

(en millones de U$S, excepto datos correspondientes a acciones y por acción) Ingresos operativos netos ............................ 120.052 91.869 118.257 87.735 72.347 Utilidad operativa (1) ................................... 24.158 21.869 25.294 20.451 19.844 Resultado neto del ejercicio

correspondiente a Petrobras (2) ............. 19.184 15.504 18.879 13.138 12.826 Promedio ponderado de acciones en

circulación: (3)

Ordinarias ................................................ 5.683.061.430 5.073.347.344 5.073.347.344 5.073.347.344 5.073.347.344 Preferidas................................................. 4.189.764.635 3.700.729.396 3.700.729.396 3.700.729.396 3.699.806.288

Utilidad operativa por: (1)(3) Acciones ordinarias y preferidas .............. 2,45 2,49 2,88 2,33 2,26 ADS representativas de acciones ordinarias y preferidas (4)........................

4,90 4,98 5,76 4,66 4,52

Ganancias básicas y diluidas por: (2)(3) Acciones ordinarias y preferidas .............. 1,94 1,77 2,15 1,50 1,46 ADS representativas de acciones ordinarias y preferidas (4)........................

3,88 3,54 4,30 3,00 2,92

Dividendos en efectivo por: (3)(5) Acciones ordinarias y preferidas .............. 0,69 0,59 0,47 0,35 0,42 ADS representativas de acciones ordinarias y preferidas (4)........................

1,37 1,18 0,94 0,70 0,84

(1) A partir de 2008, hemos contabilizado los gastos por beneficios a empleados respecto de participantes inactivos como parte de los gastos operativos y no de los gastos no operativos. Esta reclasificación no tuvo efecto alguno sobre el resultado neto consolidado de la

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Compañía, excepto por la exposición de los estados contables consolidados de la misma. La utilidad operativa correspondiente a todos los períodos refleja esta reclasificación.

(2) El resultado neto de la Compañía representa los ingresos provenientes de operaciones en curso. (3) El 25 de abril de 2008, Petrobras realizó una división de acciones dos por una. Las cifras correspondientes a acciones y por acción en

relación con todos los períodos reflejan la división de acciones. (4) En julio de 2007, Petrobras realizó una división inversa de acciones cuatro por una que modificó la relación acciones subyacentes/ADS de

cuatro acciones por cada ADS a dos acciones por ADS. Las cifras por acción correspondientes a todos los períodos reflejan la división de acciones.

(5) Representa los dividendos pagados durante el ejercicio.

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PifCo

En los siguientes cuadros se presenta información financiera consolidada seleccionada de PifCo expresada en dólares estadounidenses y preparada de acuerdo con los GAAP de los Estados Unidos. La información correspondiente a cada uno de los cinco ejercicios del período finalizado el 31 de diciembre de 2010 fue tomada de los estados contables consolidados auditados de PifCo. La auditoría de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010, 2009, 2008, 2007 y 2006 fue realizada por KPMG Auditores Independentes. Esta información deberá leerse junto con los estados contables consolidados auditados de PifCo, incluyendo las notas correspondientes y el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras”, y se encuentra condicionada en su totalidad por referencia a los mismos.

DATOS DEL BALANCE—PifCo

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009 2008 2007 2006

(en millones de U$S) Activo: Total activo corriente ................................................................ 14.438 22.986 30.383 28.002 19.241 Bienes de uso, neto ................................................................... 1 2 2 1 1 Total otros activos ..................................................................... 3.543 3.377 2.918 4.867 2.079

Total activo ........................................................................... 17.982 26.365 33.303 32.870 21.321

Pasivo y patrimonio neto: Total pasivo corriente................................................................ 5.893 13.175 28.012 27.686 9.264 Total pasivo no corriente (1) ..................................................... — — — — 7.442 Deuda a largo plazo (2).............................................................. 12.431 13.269 5.884 5.187 4.640

Total pasivo........................................................................... 18.324 26.444 33.896 32.873 21.346

Total patrimonio neto (déficit) .................................................. (342) (79) (593) (3) (25)

Total pasivo y patrimonio neto (déficit) ................................ 17.982 26.365 33.303 32.870 21.321

(1) Excluye deuda a largo plazo. (2) Excluye la porción corriente de deuda a largo plazo.

DATOS DEL ESTADO DE RESULTADOS—PifCo

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009 2008 2007 2006

(en millones de U$S) Ingresos operativos netos ....................................................... 34.759 28.850 42.443 26.732 22.070 Resultado operativo ................................................................ 2 578 (927) 127 (38) Resultado neto del ejercicio .................................................... (262) 487 (772) 29 (211)

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FACTORES DE RIESGO

Riesgos Relacionados con Nuestras Operaciones

La exploración y producción de petróleo en aguas profundas y ultra profundas implica riesgos.

La exploración y producción de petróleo implica riesgos que aumentan cuando dichas actividades se desarrollan en aguas profundas y ultra profundas. La mayoría de nuestras actividades de exploración y producción se llevan a cabo en aguas profundas y ultra profundas y la proporción de nuestras actividades en aguas profundas se mantendrá constante o aumentará debido a la ubicación de nuestros reservorios anteriores al estrato de sal en aguas profundas y ultra profundas. Nuestras actividades, especialmente la perforación en aguas profundas y ultra profundas, presentan diversos riesgos tales como el riesgo de derrames, explosiones en plataformas y operaciones de perforación y desastres naturales. El acaecimiento de cualquiera de estos supuestos u otros incidentes podría causar lesiones personales, muerte, daño ambiental grave con los consecuentes gastos de contención, limpieza y reparación, daños a los equipos y responsabilidad en procesos civiles y administrativos.

Nuestras pólizas de seguro no cubren todas las responsabilidades, y es posible que no contemos con seguros para todos los riesgos. No podemos garantizar que no se producirán incidentes en el futuro, que el seguro cubrirá en forma adecuada el alcance total de nuestras pérdidas o que no se nos considerará responsables en relación con reclamos resultantes de estos u otros supuestos.

Las caídas substanciales o prolongadas y la volatilidad de los precios internacionales del crudo, los productos

derivados del petróleo y el gas natural como así también una depreciación significativa del real frente al dólar

podrían tener un efecto negativo significativo en la Compañía.

La mayor parte de nuestros ingresos proviene básicamente de las ventas de crudo y productos derivados del petróleo y, en menor medida, de gas natural. No tenemos ni tendremos control sobre los factores que afectan los precios internacionales del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural. La variación del precio del crudo generalmente implica una variación del precio de los productos derivados del petróleo y el gas natural. Históricamente, los precios internacionales del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural han variado ampliamente como resultado de varios factores. Estos factores incluyen:

• los acontecimientos geopolíticos y económicos mundiales y regionales en las regiones productoras de petróleo, especialmente en Medio Oriente;

• la capacidad de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de establecer y mantener el nivel de producción de crudo y defender su precio;

• la oferta y la demanda mundiales y regionales de crudo, productos derivados del petróleo y gas natural;

• las crisis financieras internacionales, tales como la crisis financiera internacional de 2008;

• la competencia de otras fuentes de energía;

• las normativas gubernamentales nacionales y extranjeras; y

• las condiciones climáticas.

La volatilidad y la incertidumbre de los precios internacionales del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural podrían continuar. Las caídas substanciales o prolongadas de los precios internacionales del crudo podrían tener un efecto negativo significativo sobre nuestros negocios, resultados de las operaciones y situación financiera, y sobre el valor de nuestras reservas probadas. Las caídas significativas del precio del crudo

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podrían generar una reducción o modificación de nuestro plan de inversiones, y ello podría afectar negativamente las proyecciones de producción a mediano plazo y los cálculos estimativos de reservas en el futuro. Además, nuestro objetivo es que en el largo plazo nuestra política de precios en Brasil obtenga la paridad con los precios internacionales de los productos. En general, no ajustamos nuestros precios de gas oil, gasolina y GLP durante períodos de volatilidad en los mercados internacionales. En consecuencia, aumentos significativos rápidos o sostenidos del precio internacional del crudo y de los derivados del petróleo podrían generar menores márgenes de downstream para la Compañía y podríamos no obtener todas las ganancias que nuestros competidores obtienen en períodos de precios internacionales más elevados. Estamos también expuestos a este riesgo durante períodos de devaluación del real frente al dólar estadounidense, ya que vendemos petróleo y productos derivados del petróleo en Brasil en reales y los precios internacionales del crudo y de los productos derivados del petróleo se establecen en dólares estadounidenses. La devaluación del real reduce nuestros precios en términos de dólares estadounidenses y puede generar menores márgenes en dólares estadounidenses.

La capacidad para alcanzar nuestros objetivos de crecimiento a largo plazo en relación con la producción de

petróleo depende de nuestra capacidad para desarrollar nuestras reservas en forma exitosa. Si no lo logramos,

es probable que no alcancemos los objetivos a largo plazo de incremento de la producción

Nuestra capacidad para mantener los objetivos de crecimiento a largo plazo en relación con la producción de petróleo, incluyendo los definidos en nuestro Plan de Negocios 2010-2014, depende en gran medida de nuestra capacidad para desarrollar exitosamente las reservas de las que ya disponemos y, en el largo plazo, de nuestra capacidad de obtener reservas adicionales. El desarrollo de los reservorios de gran envergadura en aguas profundas y ultra profundas, incluyendo los reservorios anteriores al estrato de sal que han sido cedidos a la Compañía por el gobierno federal de Brasil, ha requerido y continuará requiriendo la realización de importantes inversiones. Uno de los principales desafíos operativos, especialmente en relación con las secciones anteriores al estrato de sal, será asignar nuestros recursos para construir la infraestructura necesaria a distancias considerables de la costa y garantizar mano de obra calificada y servicios petroleros en mar abierto para desarrollar reservorios de tal envergadura y magnitud en tiempo oportuno, un desafío que se ve acentuado particularmente debido al hecho de que se nos exige adquirir un nivel mínimo de bienes y servicios a proveedores brasileños. No podemos garantizar que contaremos con o podremos obtener, dentro del plazo previsto, los recursos suficientes para la instalación de la infraestructura, la contratación de la mano de obra calificada y la provisión de los servicios petroleros en mar abierto necesarios para explotar los reservorios en aguas profundas y ultra profundas que el gobierno federal de Brasil nos ha otorgado en virtud de contratos de concesión y nos ha cedido, o que podría otorgarnos en virtud de contratos de concesión en el futuro, incluso como resultado de la aprobación del nuevo modelo regulatorio de la industria del petróleo y del gas en Brasil.

Asimismo, nuestras actividades de exploración nos exponen a los riesgos inherentes a la perforación, incluido el riesgo de no descubrir reservas de crudo o de gas natural comercialmente explotables. Los costos de perforación de pozos a menudo son inciertos y como consecuencia de una gran cantidad de factores fuera de nuestro control (tales como condiciones de perforación imprevistas, desperfectos de los equipos o accidentes, y falta o demora en la disponibilidad de equipos de perforación y la entrega de equipos), las operaciones de perforación pueden reducirse, posponerse o cancelarse. Estos riesgos aumentan cuando perforamos en aguas profundas y ultra profundas. Además, la mayor competencia en el sector de petróleo y gas de Brasil podría incrementar el costo de obtener reservorios adicionales en las rondas de licitación de nuevas concesiones. Es posible que no podamos mantener nuestros objetivos a largo plazo de incremento de nuestra producción a menos que realicemos en forma oportuna actividades de exploración y desarrollo exitosas en nuestros reservorios de gran envergadura.

Es posible que no podamos, o nos resulte difícil, obtener financiamiento para las inversiones proyectadas y esta

situación tenga un efecto negativo en la Compañía.

De acuerdo con el Plan de Negocios 2010-2014, proyectamos invertir U$S224.000 millones entre 2010 y 2014. Este monto no incluye nuestros requerimientos de financiación para adquirir nuestros derechos en virtud del Contrato de Cesión o las inversiones que serán necesarias para explorar y desarrollar las áreas cubiertas por el

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Contrato de Cesión. Con el fin de implementar nuestro Plan de Negocios 2010-2014, incluyendo el desarrollo de nuestras actividades de exploración de petróleo y gas natural en las secciones anteriores y posteriores al estrato de sal y el desarrollo de la capacidad de refinación suficiente para procesar mayores volúmenes de producción, necesitaremos obtener una cantidad significativa de capital de deuda en los mercados financiero y de capitales, incluso mediante préstamos y emisión de títulos de deuda, entre otros medios. No podemos garantizar que obtendremos la financiación necesaria de manera oportuna y ventajosa para implementar nuestro Plan de Negocios 2010-2014.

El gobierno federal de Brasil ejerce el control sobre nuestro presupuesto de inversiones y establece los límites de nuestras inversiones y deuda a largo plazo. En carácter de entidad estatal, todos los años debemos presentar nuestro presupuesto al Ministerio de Planeamiento, Presupuesto y Gestión, al Ministerio de Minas y Energía y al Congreso brasileño para su aprobación. Es posible que el presupuesto aprobado no sea suficiente para realizar todas las inversiones previstas y nos impida obtener nueva deuda durante un determinado ejercicio. En este caso, si no podemos obtener financiamiento en base a términos y condiciones razonables que no requieran la aprobación del gobierno federal de Brasil y el Congreso brasileño, es posible que no podamos realizar todas o parte de las inversiones previstas, incluidas las que hemos acordado realizar para desarrollar nuestras actividades de exploración de petróleo y gas natural, y ello afectará en forma negativa nuestro negocio.

El cálculo estimado de reservas de crudo y gas natural implica un cierto grado de incertidumbre que podría

afectar de manera negativa nuestra capacidad de generar ingresos.

Las reservas probadas de crudo y gas natural presentadas en este informe anual corresponden a la cantidad estimada de crudo, gas natural y líquidos de gas natural que, por el análisis de datos geológicos y de ingeniería, puede estimarse con certeza razonable que puede extraerse de yacimientos conocidos en las condiciones económicas y operativas existentes (es decir, precios y costos a la fecha en que se realiza el cálculo estimado) de acuerdo con las reglamentaciones aplicables. Nuestras reservas probadas desarrolladas de crudo y gas natural son reservas que puede preverse que serán recuperadas a través de pozos ya perforados, con el equipo ya instalado y con métodos de operación ya establecidos. Dado que existen incertidumbres al calcular la cantidad de reservas probadas en relación con los precios del crudo y gas natural vigentes aplicables a nuestra producción, es posible que sea necesario revisar nuestras estimaciones de reservas. Las revisiones negativas de las estimaciones de nuestras reservas podrían disminuir la producción futura, y ello podría producir un efecto negativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera.

No somos propietarios de las acumulaciones subterráneas de petróleo y gas natural de Brasil.

El acceso a las reservas de crudo y gas natural es esencial para que una compañía de petróleo y gas mantenga la producción y la generación de ingresos. Por ley, el gobierno federal de Brasil es propietario de todas las acumulaciones subterráneas de crudo y de gas natural de Brasil y la concesionaria es propietaria del petróleo y del gas que produce a partir de dichas acumulaciones subterráneas de conformidad con contratos de concesión. Gozamos del derecho exclusivo de desarrollar nuestras reservas de petróleo y gas natural de acuerdo con los contratos de concesión que nos ha otorgado el gobierno federal de Brasil y somos propietarios de los hidrocarburos que producimos conforme a los términos de dichos contratos. Si el gobierno federal de Brasil decidiera restringir o cancelar nuestro derecho a explotar dichas reservas de crudo y de gas natural, nuestra capacidad para generar ingresos se vería afectada de modo negativo. Además, es posible que seamos objeto de multas por parte de la ANP y que nuestras concesiones sean revocadas si no cumplimos con nuestras obligaciones en virtud de nuestras concesiones.

El nuevo modelo regulatorio de la industria del petróleo y del gas de Brasil y el Contrato de Cesión podrían

impugnarse en los tribunales de Brasil.

El nuevo modelo regulatorio de la industria brasileña del petróleo y del gas, aprobado en 2010, establece nuevas normas para la exploración y producción de petróleo y gas natural en las secciones anteriores al estrato de sal de Brasil. Véase el Item 4. “Información sobre la Compañía—Regulación de la Industria del Petróleo y del

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Gas en Brasil – Marco Regulatorio Actual.” El contrato de cesión celebrado con el gobierno federal de Brasil el 3 de septiembre de 2010 (Contrato de Cesión), en virtud del cual el gobierno cedió a Petrobras derechos de exploración y producción de petróleo y gas natural y otros hidrocarburos líquidos en las áreas anteriores al estrato de sal que no se encontraban bajo concesión, de 5.000 millones de barriles de petróleo equivalente, es una ley independiente que también fue aprobada por el Congreso y promulgada en 2010.

Es posible que se impugne la constitucionalidad o legalidad del nuevo modelo regulatorio para la industria del petróleo y el gas, incluso el Contrato de Cesión, ante la Suprema Corte brasileña (Supremo Tribunal Federal, o STF) o al Supremo Tribunal de Justicia brasileño (Superior Tribunal de Justiça, o STJ). Es posible que la impugnación de la constitucionalidad o legalidad del nuevo modelo regulatorio esté relacionada con nuestra condición de operador exclusivo en todas las secciones anteriores al estrato de sal que aún no se encuentran sujetas a concesión, además de otras áreas que la CNPE puede considerar estratégicas, y con el hecho de que los derechos de exploración y producción de dichas áreas se otorgarán a Petrobras sin proceso de licitación pública. Es posible que la impugnación de la constitucionalidad o legalidad del Contrato de Cesión esté relacionada con la adjudicación directa de derechos de exploración y producción a Petrobras sin licitación pública, el precio pagado por la transferencia de derechos o las condiciones, las metodologías y los resultados derivados del proceso de revisión de conformidad con los términos del Contrato de Cesión. Si se determinara que el nuevo modelo regulatorio para la industria brasileña del petróleo y gas, incluyendo el Contrato de Cesión, es total o parcialmente inconstitucional o ilegal, es posible que surjan incertidumbres en relación con la regulación del sector del petróleo y del gas en el cual operamos, incluyendo cuestiones relativas a la validez de las relaciones legales que se basan en el nuevo modelo regulatorio, incluyendo los derechos adquiridos en virtud del Contrato de Cesión.

Además, no podemos garantizar que no se impugnará el precio pagado por la transferencia de derechos. Nosotros y nuestros consejeros podríamos estar sujetos a procesos legales en virtud de los cuales se cuestione la aprobación y la ejecución del Contrato de Cesión como perjudiciales para los intereses de nuestros accionistas minoritarios.

Desconocemos si se impugnará la constitucionalidad o legalidad del nuevo modelo regulatorio para la industria brasileña del petróleo y el gas, incluyendo el Contrato de Cesión y, en el caso de que se impugnara, tampoco podemos predecir los resultados de dicho proceso legal.

El Contrato de Cesión celebrado con el gobierno federal de Brasil es una transacción entre partes relacionadas.

La transferencia a Petrobras de derechos de exploración y producción de petróleo y gas en relación con áreas específicas anteriores al estrato de sal está regulada por el Contrato de Cesión celebrado entre el gobierno federal de Brasil, nuestro accionista mayoritario, y Petrobras. La negociación del Contrato de Cesión comprendió cuestiones significativas, incluso negociaciones relativas a: (1) el área cubierta por la transferencia de derechos, que comprende bloques exploratorios; (2) el volumen, en barriles de petróleo equivalente, que podemos extraer de esta área; (3) el precio a pagarse por la transferencia de derechos; (4) los términos de la revisión posterior del precio y volumen establecidos en el Contrato de Cesión; y (5) los términos que disponen la reasignación de volúmenes entre los bloques exploratorios asignados a Petrobras. Este contrato incluye disposiciones relativas a una revisión posterior de los términos y condiciones contractuales, que están sujetos a los precios del petróleo y la industria al momento en que se lleva a cabo la revisión. Una vez concluido el proceso de revisión conforme a los términos y condiciones del Contrato de Cesión, si se determina que el precio contractual revisado es superior al precio contractual inicial, Petrobras hará un pago adicional al gobierno federal de Brasil o reducirá la cantidad de barriles de petróleo equivalente sujeto al Contrato de Cesión. Si, de lo contrario, se determina que el precio contractual revisado es inferior al precio contractual inicial, el gobierno federal de Brasil hará un pago a Petrobras. Ello requerirá una negociación con el gobierno federal de Brasil conforme a los términos y condiciones del Contrato de Cesión.

El Contrato de Cesión establece la reasignación de volúmenes entre los bloques exploratorios asignados a Petrobras si se considera que la producción de petróleo y gas es económicamente inviable en uno o más

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bloques por razones geológicas que impedirían el cumplimiento del Contrato de Cesión como resultado del proceso de revisión. Dicha reasignación originaría una revisión del volumen de barriles de petróleo equivalente que deberíamos producir por bloque, lo que nos impediría producir la cantidad máxima de barriles de petróleo equivalente contemplada en el Contrato de Cesión. En el caso de que no podamos producir la cantidad máxima, el gobierno federal de Brasil ha asumido contractualmente la obligación de indemnizar a Petrobras por los volúmenes no producidos conforme a los términos y condiciones del Contrato de Cesión.

Durante la vigencia del Contrato de Cesión, es posible que surjan nuevas cuestiones en la implementación del proceso de revisión y de las disposiciones sobre reasignación, y ello demandará la realización de negociaciones entre partes relacionadas.

Estamos sujetos a numerosas reglamentaciones de protección de la salud y el medio ambiente que se han

tornado más estrictas en los últimos años y podrían generar un aumento de las obligaciones y las inversiones.

Nuestras actividades están sujetas a una amplia variedad de leyes, reglamentos y requisitos de autorización por parte de autoridades federales, estaduales y locales, relacionados con la protección de la salud y el medio ambiente, tanto en Brasil como en otras jurisdicciones en las que desarrollamos actividades. Particularmente en Brasil, nuestro negocio de petróleo y gas está sujeto a numerosas reglamentaciones impuestas por organismos gubernamentales, incluyendo la ANP, la ANEEL, la Agencia Brasileña de Transporte Marítimo (Agência Nacional de Transportes Aquaviários) y la Agencia Brasileña de Transporte Terrestre (Agência Nacional de Transportes Terrestres).

En caso de incumplimiento de estas leyes y reglamentaciones podríamos estar expuestos a sanciones que podrían afectar negativamente nuestras operaciones. En Brasil, por ejemplo, podríamos estar expuestos a sanciones administrativas y penales, incluyendo advertencias, multas y órdenes de cierre, en caso de incumplimiento de estas reglamentaciones ambientales que, entre otras cosas, limitan o prohíben las emisiones o los derrames de sustancias tóxicas producidos en relación con nuestras operaciones. Las reglamentaciones sobre emisiones y eliminación de residuos también podrían exigirnos limpiar o modernizar nuestras instalaciones a un costo elevado y podrían implicar obligaciones significativas. El Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Instituto brasileño del Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables - IBAMA) y la ANP inspeccionan periódicamente nuestras instalaciones y podrían imponer multas y restricciones a las operaciones u otras sanciones como resultado de sus inspecciones. Además, estamos sujetos a leyes de protección del medio ambiente que nos exigen incurrir en gastos significativos para subsanar los daños ambientales que puede producir un proyecto. Estos costos adicionales podrían tener un impacto negativo en la rentabilidad de los proyectos que nos proponemos implementar o, como consecuencia de dichos costos, tales proyectos podrían no resultar económicamente viables.

Dado que las reglamentaciones ambientales son cada vez más rigurosas y que estamos sujetos a nuevas leyes y reglamentaciones relacionadas con el cambio climático, incluyendo control del carbono, es probable que nuestras inversiones se incrementen significativamente en el futuro, tanto para cumplir con las reglamentaciones ambientales como para implementar mejoras en nuestras prácticas respecto a la salud, la seguridad y el medio ambiente. No podemos garantizar que podremos mantener o renovar nuestras licencias y permisos si los mismos son revocados o si las autoridades ambientales aplicables se oponen a o demoran la emisión o renovación de los mismos. El aumento de los gastos para cumplir con las reglamentaciones ambientales, mitigar el impacto ambiental de nuestras operaciones o restablecer las características biológicas y geológicas de las áreas en las que operamos, podría originar la reducción de otras inversiones estratégicas. El aumento substancial de los gastos para cumplir con las reglamentaciones ambientales o la reducción de las inversiones estratégicas podrían tener un efecto negativo substancial sobre los resultados de nuestras operaciones o nuestra situación financiera.

Podríamos incurrir en pérdidas y perder tiempo y dinero en la defensa de litigios y arbitrajes pendientes.

Actualmente somos parte de numerosos procesos judiciales relacionados con reclamos civiles, administrativos, ambientales, laborales y tributarios. Se trata de reclamos que involucran montos substanciales

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de dinero y otras obligaciones. Varios litigios individuales representan una parte significativa del monto total de demandas contra Petrobras, incluyendo una disputa tributaria por un monto de aproximadamente U$S2.700 millones. Véase el Item 8. “Información Financiera – Procesos Legales”. Si las demandas que involucran un monto substancial y para las cuales no constituimos previsiones, se resolvieran en nuestra contra, o si las pérdidas estimadas resultaran ser mucho más elevadas que las previsiones constituidas, el costo total de las decisiones en nuestra contra podría tener un efecto negativo significativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. Podríamos estar sujetos también a procesos legales y administrativos en relación con nuestras concesiones y otras autorizaciones gubernamentales, que podrían originar la revocación de dichas concesiones y autorizaciones gubernamentales. Además, podría ser necesario que nuestro personal directivo dedique tiempo y atención a la defensa de estas demandas, y ello impediría que se concentre en nuestros negocios principales. En función del resultado, determinados litigios podrían originar restricciones en nuestras operaciones y tener un efecto negativo significativo sobre algunos de nuestros negocios.

Somos vulnerables al aumento de los gastos de financiación como resultado del incremento de las tasas de

interés del mercado y a la fluctuación del tipo de cambio.

Al 31 de diciembre de 2010, aproximadamente el 60,3% (U$S41.462 millones) del total de nuestro endeudamiento consistía en deuda a tasa flotante. En base a consideraciones de costos y análisis de mercado, decidimos no celebrar contratos de derivados ni tomar otras medidas de cobertura contra el riesgo de suba de las tasas de interés. En consecuencia, si las tasas de interés del mercado (principalmente la LIBOR) suben, nuestros gastos de financiación aumentarán, y ello podría producir un efecto negativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera.

Las fluctuaciones de los tipos de cambio, especialmente una devaluación del real frente al dólar estadounidense, también podrían aumentar nuestros gastos de financiación debido a que la mayor parte de nuestros ingresos han sido denominados en reales, mientras que algunos de nuestros gastos operativos e inversiones de capital y una parte substancial de nuestro endeudamiento están, y se prevé que continuarán estando, denominados en dólares y en otras monedas extranjeras o indexados al dólar y a otras monedas extranjeras.

No contamos con un seguro por interrupción de la actividad comercial en relación con nuestras operaciones en

Brasil y la mayor parte de nuestros activos no están asegurados contra guerra o sabotaje.

No contamos con cobertura contra interrupción de la actividad comercial en relación con nuestras operaciones en Brasil, incluyendo la interrupción de la actividad comercial causada por medidas tomadas por el personal. Si, por ejemplo, nuestros empleados se declararan en huelga, la consecuente suspensión de actividades podría producir un efecto negativo sobre la Compañía. Por otra parte, la mayoría de nuestros activos no está asegurada contra guerra o sabotaje. En consecuencia, un ataque o un incidente operativo que cause una interrupción de nuestra actividad comercial podría tener un efecto negativo substancial sobre los resultados de nuestras operaciones o nuestra situación financiera.

Estamos expuestos a riesgos considerables relacionados con nuestras operaciones internacionales.

Desarrollamos actividades en diversos países, especialmente en América del Sur y Africa Occidental, que pueden ser inestables en términos políticos, económicos y sociales. Los resultados de las operaciones y la situación financiera de nuestras subsidiarias en estos países podrían verse afectados en forma negativa por la fluctuación de las economías locales, la inestabilidad política y las medidas gubernamentales relacionadas con la economía, que incluyen:

• la imposición de controles de precios;

• la imposición de restricciones a la exportación de hidrocarburos;

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• la fluctuación de las monedas locales frente al real;

• la nacionalización de las reservas de gas y petróleo;

• el aumento de la alícuota del impuesto a las ganancias y sobre la exportación de crudo y productos derivados del petróleo; y

• cambios institucionales (gubernamentales) y contractuales unilaterales, incluyendo controles sobre las inversiones y restricciones sobre nuevos proyectos.

Si se materializaran uno o más de los riesgos descriptos precedentemente, podríamos perder una parte o la totalidad de nuestras reservas en el país afectado y no alcanzar nuestros objetivos estratégicos en estos países o en nuestras operaciones internacionales en su conjunto, y ello podría producir un efecto negativo significativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. Para obtener mayor información relativa a nuestras operaciones fuera de Brasil, véase el Item 4. "Información sobre la Compañía - Internacional".

Riesgos Relacionados con PifCo

Las operaciones de PifCo y su capacidad de pago de los intereses de la deuda dependen de Petrobras.

La situación financiera y los resultados de las operaciones de PifCo resultan directamente afectados por nuestras decisiones. PifCo es una subsidiaria totalmente controlada por Petrobras y ha sido constituida en las Islas Caimán como empresa exenta y de responsabilidad limitada. Actualmente, PifCo compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y los vende a Petrobras. PifCo también nos compra crudo y productos derivados del petróleo para su venta fuera de Brasil. En consecuencia, las actividades y las transacciones internas y, por lo tanto, la situación financiera y los resultados de las operaciones de PifCo, se ven afectados por las decisiones que toma Petrobras. Asimismo, PifCo vende y compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y partes relacionadas principalmente fuera de Brasil. Las operaciones comerciales se desarrollan en condiciones y a precios de mercado.

PifCo está reduciendo gradualmente las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras y reducirá gradualmente las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a terceros, y eventualmente discontinuará por completo estas operaciones comerciales. Cuando esto suceda, PifCo se convertirá en una subsidiaria financiera que funcionará como un vehículo para que Petrobras obtenga fondos para sus operaciones fuera de Brasil a través de la emisión de títulos de deuda en los mercados internacionales de capitales, entre otros medios. En consecuencia, la capacidad de PifCo de pagar los intereses y cancelar su deuda depende de nuestras propias operaciones. El financiamiento para las operaciones de PifCo es aportado por Petrobras y por terceros a los cuales suministramos respaldo crediticio. El respaldo de las obligaciones de deuda de PifCo se realiza y continuará realizándose mediante garantías de pago incondicionales e irrevocables.

Nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones así como el respaldo financiero que brindamos a PifCo afectan directamente los resultados de las operaciones de PifCo y su capacidad de pago de intereses de la deuda. Véase “Riesgos relacionados con Nuestras Operaciones” en relación con una descripción más detallada de determinados riesgos que podrían tener un efecto negativo substancial sobre los resultados de nuestras operaciones o sobre nuestra situación financiera y que, por consiguiente, podrían afectar la capacidad de PifCo de cumplir con sus obligaciones de deuda.

PifCo depende de Petrobras para pagar los intereses de la deuda a terceros

PifCo está reduciendo gradualmente las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras y reducirá gradualmente las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a terceros, y eventualmente

discontinuará por completo estas operaciones comerciales, según lo descripto anteriormente. PifCo

regularmente incurre en endeudamiento y continuará haciéndolo en carácter de subsidiaria financiera de

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Petrobras. PifCo depende, y continuará dependiendo, del financiamiento y del respaldo crediticio de Petrobras para pagar los intereses de la deuda a terceros. Dicho endeudamiento cuenta con el beneficio de una garantía u otro respaldo crediticio equivalente de Petrobras. Si por algún motivo se nos impide continuar financiando las operaciones de PifCo o continuar suministrando respaldo crediticio a la deuda que PifCo contrae, ello tendría un efecto negativo substancial en la capacidad de PifCo de cumplir con sus obligaciones de deuda.

Riesgos Relacionados con la Relación entre Petrobras y el Gobierno Federal de Brasil

El gobierno federal de Brasil, en calidad de accionista controlante, podría disponer que intentemos alcanzar

determinados objetivos macroeconómicos y sociales que podrían tener un impacto negativo sobre la Compañía.

El gobierno federal de Brasil, en calidad de accionista controlante de una empresa mixta como Petrobras, ha intentado alcanzar, y podría intentar alcanzar en el futuro, algunos de sus objetivos macroeconómicos y sociales a través de nuestras actividades, según lo establecido por ley. La legislación brasileña establece que el gobierno federal de Brasil debe ser titular de la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto y, mientras así sea, el gobierno federal de Brasil tendrá la facultad de designar a la mayoría de los miembros del Consejo de Administración y, a través de ellos, a la mayoría de los ejecutivos responsables de nuestra gestión diaria. En consecuencia, es posible que nos involucremos en actividades que prioricen los objetivos del gobierno federal de Brasil en lugar de nuestros propios objetivos económicos y comerciales.

En particular, continuamos cooperando con el gobierno federal de Brasil para garantizar que el suministro y los precios del crudo y de los productos derivados del petróleo en Brasil satisfagan las necesidades de consumo brasileñas. En consecuencia, es posible que realicemos inversiones, incurramos en gastos y participemos en ventas en condiciones tales que podrían producir un efecto negativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. Con anterioridad a enero de 2002, los precios del crudo y los derivados del petróleo estaban regulados por el gobierno federal de Brasil, ocasionalmente fijados por debajo de los precios vigentes en los mercados de petróleo internacionales. No podemos garantizar que no se implementen nuevamente controles de precios en Brasil.

Es posible que no podamos obtener financiamiento para algunas de las inversiones proyectadas y esta

situación podría tener un efecto negativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación

financiera.

El gobierno federal de Brasil ejerce el control sobre nuestro presupuesto de inversiones y establece los límites de nuestras inversiones y deuda a largo plazo. En carácter de entidad controlada por el Estado, debemos presentar el proyecto de presupuesto anual al Ministerio de Planeamiento, Presupuesto y Gestión, al MME y al Congreso brasileño para su aprobación. Si el presupuesto aprobado dispone una reducción respecto de las inversiones propuestas y la obtención de nueva deuda y no podemos obtener financiamiento que no requiera la aprobación del gobierno federal de Brasil, es posible que no podamos realizar todas las inversiones previstas, incluidas las que hemos acordado realizar para ampliar y desarrollar nuestros yacimientos de petróleo crudo y gas natural. Si no podemos efectuar esas inversiones, nuestros resultados operativos y nuestra situación financiera podrían verse afectados en forma negativa.

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Riesgos Relacionados con Brasil

Históricamente el gobierno federal de Brasil ha tenido, y continúa teniendo, gran influencia sobre la economía

brasileña. Las condiciones políticas y económicas de Brasil tienen un impacto directo en nuestros negocios y

podrían tener un impacto negativo substancial sobre la Compañía.

Las políticas económicas del gobierno federal de Brasil podrían tener efectos importantes sobre las empresas brasileñas, incluida Petrobras, y sobre las condiciones del mercado y los precios de los títulos brasileños. El resultado de nuestras operaciones y nuestra situación financiera podrían verse afectados de forma negativa por los siguientes factores y por la respuesta del gobierno federal de Brasil a ellos:

• devaluaciones y otras variaciones del tipo de cambio;

• inflación;

• políticas de control de cambio;

• inestabilidad de precios;

• tasas de interés;

• liquidez del mercado de capitales y del mercado de crédito brasileños;

• política tributaria;

• política regulatoria para la industria del petróleo y el gas, incluyendo política de precios; y

• otros acontecimientos políticos, diplomáticos, sociales y económicos en Brasil o que afecten a Brasil.

La incertidumbre respecto de si el gobierno federal de Brasil implementará cambios en la política o las reglamentaciones que podrían afectar a los factores indicados precedentemente o a otros factores en el futuro, puede generar incertidumbre económica en Brasil e incrementar la volatilidad de los mercados de títulos brasileños y de los títulos emitidos en el exterior por empresas brasileñas y ello podría tener un impacto negativo significativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera.

Riesgos Relacionados con Nuestras Acciones y Títulos de Deuda

La dimensión, volatilidad, liquidez y/o reglamentación de los mercados de valores brasileños podrían limitar la

capacidad de los tenedores de ADS de vender las acciones ordinarias o preferidas subyacentes a nuestras ADS.

Las acciones de Petrobras se encuentran entre las más líquidas de la Bolsa de Valores de São Paulo (BM&FBOVESPA), pero en general, los mercados de valores brasileños son más pequeños, más volátiles y menos líquidos que los principales mercados de valores de los EE.UU. y otras jurisdicciones, y pueden no estar reglamentados de la forma en que están acostumbrados los inversores de los EE.UU. Los factores que podrían afectar en forma específica los mercados de valores brasileños podrían limitar la capacidad de los tenedores de ADS de vender, en el momento y al precio deseado, las acciones ordinarias o preferidas subyacentes a nuestras ADS.

Es posible que el mercado para las obligaciones de PifCo no sea líquido

Algunas de las obligaciones de PifCo no cotizan en ningún mercado de valores ni a través de ningún sistema electrónico de cotización. No podemos dar ninguna garantía sobre la liquidez de las obligaciones de PifCo

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ni sobre la existencia de mercados en los que se negocien. No podemos garantizar que los tenedores de las obligaciones de PifCo puedan venderlas en el futuro. Si no se desarrolla un mercado para las obligaciones de PifCo, es posible que sus tenedores no puedan revenderlas durante un período prolongado, si es que alguna vez pueden hacerlo.

Es posible que los tenedores de ADS no puedan ejercer los derechos de suscripción preferente respecto de las

acciones ordinarias y preferidas subyacentes a las ADS.

Es posible que los tenedores de ADS radicados en los Estados Unidos no puedan ejercer los derechos de suscripción preferente respecto de las acciones ordinarias y las acciones preferidas subyacentes a nuestras ADS a menos que se cuente con una declaración de registro en virtud de la Ley de Títulos-Valores en relación con tales derechos o se cuente con una exención de los requisitos de registro de la Ley de Títulos-Valores. No estamos obligados a presentar una declaración de registro respecto de las acciones ordinarias y preferidas en relación con tales derechos de suscripción preferente y, por lo tanto, es posible que no presentemos dicha declaración de registro. Si no se presenta una declaración de registro y no existe una exención de registro, JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de depositario, intentará vender los derechos de suscripción preferente y los tenedores de ADS tendrán derecho a recibir el producido de la venta. Sin embargo, los derechos de suscripción preferente caducarán si el depositario no puede venderlos. En relación con una descripción más completa de los derechos de suscripción preferente relacionados con las acciones ordinarias o preferidas, véase el Item 10. “Información Adicional - Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras - Derechos de Suscripción Preferente”.

Si los tenedores de las ADS de Petrobras las canjean por acciones ordinarias o preferidas, corren el riesgo de

perder la capacidad de transferir moneda extranjera al exterior y perder el derecho a las ventajas impositivas

de Brasil.

El custodio brasileño de nuestras acciones ordinarias o preferidas subyacentes a nuestras ADS debe obtener un certificado de registro del Banco Central de Brasil para tener derecho a transferir dólares estadounidenses al exterior para el pago de dividendos y otras distribuciones relacionadas con dichas acciones o luego de la venta de las acciones ordinarias o preferidas. Si los tenedores de ADS deciden canjear sus ADS por las acciones ordinarias o preferidas subyacentes, podrán contar con el certificado de registro del custodio durante cinco días hábiles en Brasil contados a partir del día del canje. Una vez transcurrido ese plazo, es posible que dichos tenedores no puedan obtener dólares y transferirlos al exterior luego de la venta de las acciones ordinarias o preferidas, o las distribuciones relacionadas con las acciones ordinarias o preferidas, a menos que obtengan su propio certificado de registro o se registren conforme a la Resolución Nº 2.689 del 26 de enero de 2000 del Conselho Monetário Nacional (Consejo Monetario Nacional o CMN), que permite que los inversores extranjeros registrados compren y vendan acciones en la BM&FBOVESPA. Además, si dichos tenedores no obtienen un certificado de registro o no se registran conforme a la Resolución Nº 2.689, es posible que estén sujetos a un tratamiento impositivo menos favorable respecto a las ganancias relacionadas con las acciones ordinarias o preferidas.

Si intentan obtener su propio certificado de registro, es posible que dichos tenedores incurran en gastos o sufran demoras en el proceso de solicitud, y ello podría demorar la recepción de dividendos o distribuciones en relación con las acciones ordinarias o preferidas o el retorno de su capital en forma oportuna. Es posible que el certificado de registro del custodio o cualquier registro de capitales extranjeros que obtengan dichos tenedores se vean afectados por modificaciones futuras en la legislación o la normativa, y no podemos garantizar a dichos tenedores que no se establezcan en el futuro otras restricciones que afecten a los tenedores, la venta de las acciones ordinarias o preferidas subyacentes o la repatriación del producido de la venta.

Es posible que los tenedores de ADS enfrenten dificultades al proteger sus intereses.

Nuestros asuntos corporativos están regidos por nuestros Estatutos y por la Ley de Sociedades de Brasil que difieren de los principios jurídicos que serían aplicables si nuestra empresa estuviera constituida en una jurisdicción de los Estados Unidos o en otra jurisdicción fuera de Brasil. Además, los derechos de los tenedores de

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ADS, que derivan de los derechos de los tenedores de nuestras acciones ordinarias o preferidas, según corresponda, de proteger sus intereses contra medidas tomadas por nuestro Consejo de Administración son diferentes en virtud de la Ley de Sociedades de Brasil respecto de otras leyes de otras jurisdicciones. Además, es posible que la normativa contra la utilización de información privilegiada y el usufructo en provecho propio y la preservación de los intereses de los accionistas también sean diferentes en Brasil en comparación con los Estados Unidos. Asimismo, el grupo de abogados dedicado a exigir el cumplimiento de los derechos de los accionistas en Brasil es menos activo que en los Estados Unidos. Además, los accionistas de sociedades brasileñas en general no cuentan con legitimación para iniciar una acción de clase (class action).

Petrobras es una sociedad controlada por el Estado, constituida conforme a las leyes brasileñas y todos sus consejeros y ejecutivos residen en Brasil. Prácticamente todos sus activos y los de sus consejeros y ejecutivos se encuentran en Brasil. Por consiguiente, es posible que los tenedores de ADS no puedan notificar actos procesales a Petrobras o a sus consejeros y ejecutivos en los Estados Unidos o en otra jurisdicción fuera de Brasil, o exigir el cumplimiento de sentencias dictadas en contra de Petrobras o en contra de sus consejeros o ejecutivos en los Estados Unidos u otras jurisdicciones fuera de Brasil. Debido a que el cumplimiento de las sentencias dictadas por tribunales civiles de los Estados Unidos basadas en las leyes federales de títulos de los Estados Unidos sólo puede exigirse en Brasil si se cumplen determinados requisitos, es posible que los tenedores de ADS enfrenten más dificultades al proteger sus intereses en procesos contra Petrobras o contra sus consejeros o ejecutivos, que las que enfrentarían los accionistas de una compañía constituida en un estado u otra jurisdicción de los Estados Unidos.

Es posible que los tenedores de nuestras ADS enfrenten dificultades en el ejercicio del derecho a voto y las

acciones preferidas y las ADS que representan acciones preferidas en general no otorgan derecho a voto a los

tenedores de ADS.

Es posible que los tenedores de ADS enfrenten dificultades al ejercer algunos de sus derechos en calidad de accionistas si son tenedores de nuestras ADS y no de las acciones subyacentes. Por ejemplo, en caso de que no proporcionemos al depositario el material para votar en forma oportuna, es posible que los tenedores no puedan votar impartiendo instrucciones al depositario de cómo votar en su representación.

Además, una porción de nuestras ADS representa acciones preferidas. Conforme a la legislación brasileña y a nuestros Estatutos, los tenedores de acciones preferidas, en general, no tienen derecho a voto en las asambleas. Esto significa, entre otras cosas, que los tenedores de ADS que representan acciones preferidas no tienen derecho a voto cuando se trata de transacciones o decisiones importantes de la Compañía. Véase el Item 10. “Información Adicional - Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras- Derecho a Voto” en relación con una descripción más detallada sobre el derecho a voto limitado de nuestras acciones preferidas.

Se exigiría a Petrobras efectuar exclusivamente en reales el pago dispuesto en virtud de decisiones judiciales de

los tribunales brasileños que exijan el cumplimiento de nuestras obligaciones en virtud de la garantía

relacionada con las obligaciones de PifCo.

Si se entablara en Brasil un juicio para exigir el cumplimiento de nuestras obligaciones en virtud de la garantía relacionada con las obligaciones de PifCo, se nos exigiría cancelar nuestras obligaciones sólo en reales. De acuerdo con las normas de control de cambio brasileñas, la obligación de pagar una suma de dinero en una moneda que no sea el real, a pagarse en Brasil en virtud de la decisión de un tribunal brasileño, puede cancelarse en reales al tipo de cambio determinado por el Banco Central de Brasil, vigente el día del pago.

Si se determina que estamos sujetos a las leyes de quiebras de los EE.UU. y que el otorgamiento de la garantía

por nuestra parte fue una operación fraudulenta, es posible que los tenedores de títulos de deuda de PifCo no

puedan iniciar una demanda en contra nuestra.

La obligación de PifCo de realizar pagos en relación con los títulos de deuda de PifCo está respaldada por nuestra obligación en virtud de la garantía correspondiente. Nuestro asesor externo en los Estados Unidos nos ha

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informado que la garantía es válida y oponible en virtud de las leyes del Estado de Nueva York y los Estados Unidos. Además, nuestro asesor legal general nos ha informado que las leyes brasileñas no impiden que la garantía sea válida, vinculante y oponible contra Petrobras de acuerdo con sus términos. Si se aplicaran a la garantía las leyes federales de los EE.UU. relativas a operaciones fraudulentas, o leyes similares y, al momento del otorgamiento de la garantía, nosotros:

• éramos o fuéramos insolventes o declarados insolventes en razón de haber otorgado dicha garantía;

• estábamos o estuviéramos involucrados en actividades u operaciones para las cuales los activos que permanecen en nuestro poder constituyeran un capital excesivamente pequeño; o

• teníamos la intención de incurrir o incurrimos, o considerábamos o consideramos que incurriríamos, en deudas que superarían nuestra capacidad de pago al momento de su vencimiento; y

• en cada caso, teníamos la intención de recibir o recibimos un monto inferior al razonablemente equivalente o a la contraprestación justa en tal sentido,

entonces, podrían eludirse nuestras obligaciones en virtud de la garantía o las demandas relacionadas con dicho acuerdo podrían supeditarse a las demandas de otros acreedores. Entre otras cosas, una impugnación legal de la garantía fundamentada en operaciones fraudulentas podría enfocarse en los beneficios, si los hubiera, que obtuvimos como resultado de la emisión de dichos títulos de deuda por parte de PifCo. Si se considerara que la garantía constituye una operación fraudulenta o es inoponible por cualquier otra razón, los tenedores de los títulos de deuda de PifCo no podrían entablar una demanda en nuestra contra en virtud de la garantía y sólo podrían entablarla contra PifCo. No podemos garantizar que, después de responder a todas las demandas previas, habrá capital suficiente para cumplir con las demandas de los tenedores de títulos de deuda de PifCo relacionadas con una parte eludida de la garantía.

Item 4. Información sobre la Compañía

Historia y Desarrollo

Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras—fue constituida en 1953 con el fin de desarrollar las actividades relacionadas con hidrocarburos del gobierno federal de Brasil. Iniciamos nuestras operaciones en 1954 y llevamos a cabo actividades de producción y refinación de petróleo crudo y gas natural en Brasil en representación del gobierno.

Como parte de una reforma integral del sistema regulatorio del petróleo y del gas, el Congreso brasileño reformó la Constitución brasileña en 1995 para autorizar al gobierno federal de Brasil a contratar compañías públicas o privadas para llevar a cabo actividades de upstream, refinación de petróleo, comercialización y transporte internacional de petróleo, gas natural y sus respectivos productos derivados en Brasil. El 6 de agosto de 1997, Brasil promulgó la Ley Nº 9.478 que estableció un marco regulatorio basado en el otorgamiento de concesiones, dio por terminado nuestro derecho exclusivo a llevar a cabo actividades de petróleo y gas y permitió la competencia en todos los segmentos de la industria del petróleo y del gas de Brasil. Desde ese momento, hemos operado en un entorno cada vez más desregulado y competitivo. La Ley Nº 9.478 también dispuso la creación de un organismo regulatorio independiente, la ANP, para regular la industria del petróleo, el gas natural y el combustible renovable en Brasil y crear un entorno competitivo en el sector del petróleo y el gas. Con vigencia a partir del 2 de enero de 2002, Brasil desreguló los precios del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural. Véase “Regulación de la Industria del Petróleo y el Gas en Brasil - Regulación de Precios”.

En 2010, se sancionaron tres nuevas leyes para regular las actividades de exploración y producción en las secciones anteriores al estrato de sal no sujetas a concesiones: Ley Nº 12.351, Ley Nº 12.304 y Ley Nº 12.276.

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Estas leyes no regulan las concesiones existentes relacionadas con las secciones anteriores al estrato de sal, que abarcan aproximadamente 28% de la región anterior al estrato de sal.

Conforme a la Ley Nº 12.276, el 3 de septiembre de 2010 celebramos un contrato con el gobierno federal de Brasil (Contrato de Cesión) en virtud del cual el gobierno transfirió a Petrobras el derecho a realizar actividades de exploración y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en áreas específicas anteriores al estrato de sal, sujeto a una producción máxima de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente. El precio de compra inicial por nuestros derechos según lo establecido en el Contrato de Cesión fue de R$74.807.616.407, equivalente a U$S42.533.327.500 al 1º de septiembre de 2010. El 29 de septiembre de 2010, Petrobras emitió 2.293.907.960 acciones ordinarias (incluyendo acciones ordinarias en la forma de ADS) y 1.788.515.136 acciones preferidas (incluyendo acciones preferidas en la forma de ADS) en una oferta pública global que consistió en una oferta registrada en Brasil y una oferta internacional que incluyó una oferta registrada en los Estados Unidos. El 1º de octubre de 2010 emitimos 75.198.838 acciones ordinarias adicionales (incluyendo acciones ordinarias en la forma de ADS) y 112.798.256 acciones preferidas adicionales (incluyendo acciones preferidas en la forma de ADS) conforme al ejercicio de la opción de venta adicional por parte de los colocadores. Utilizamos parte del producido neto de la oferta global para pagar el precio de compra inicial según se establece en el Contrato de Cesión. A fin de garantizar la transparencia, nuestro Consejo de Administración creó un comité especial compuesto por representantes de los accionistas minoritarios para controlar la operación de transferencia de derechos. Cumplimos con todos los requisitos establecidos en la Ley de Sociedades de Brasil en la ejecución del proceso de capitalización, incluida la protección de derechos de nuestros accionistas minoritarios.

La Compañía negocia sus acciones ordinarias y preferidas en la BM&FBOVESPA desde 1968. Petrobras fue constituida como una compañía estatal de conformidad con la Ley Nº 2.004 (vigente el 3 de octubre de 1953), y el paquete mayoritario de nuestro capital accionario con derecho a voto debe ser propiedad del gobierno federal de Brasil. Al 31 de diciembre de 2010, el gobierno federal de Brasil era titular del 48,3% de nuestras acciones en circulación y del 63,6% de nuestras acciones con derecho a voto. Operamos a través de subsidiarias, joint ventures y compañías asociadas establecidas en Brasil y en muchos otros países. Nuestra sede social se encuentra ubicada en Avenida República do Chile 65, 20031-912 Rio de Janeiro, RJ, Brasil y nuestro teléfono es (55-21) 3224-4477.

Descripción General del Grupo

Somos una empresa integrada de petróleo y gas, la más grande de Brasil y una de las más grandes de América del Sur en términos de ingresos. Debido al legado recibido como ex proveedor exclusivo de crudo y productos derivados del petróleo de Brasil y nuestro permanente compromiso con el desarrollo y el crecimiento, operamos la mayoría de los yacimientos de petróleo y gas de Brasil y tenemos una amplia base de reservas probadas y una infraestructura operativa totalmente desarrollada. En 2010, nuestra producción promedio diaria interna de petróleo fue de 2.004 miles de barriles de petróleo equivalente por día, representando aproximadamente el 97,5% de la producción total de Brasil. Más del 79% de nuestras reservas probadas locales se encuentran en yacimientos grandes, contiguos y altamente productivos en la Cuenca Campos en mar abierto, lo que nos permite optimizar nuestra infraestructura operativa y limitar los costos de exploración, desarrollo y producción. Durante 41 años de dedicación al desarrollo de las cuencas en mar abierto de Brasil hemos desarrollado especial experiencia técnica en exploración y producción en aguas profundas, que aplicamos tanto en Brasil como en otras áreas petroleras en mar abierto.

Operamos sustancialmente toda la capacidad de refinación de Brasil. La mayoría de nuestras refinerías se encuentra ubicada en el sudeste de Brasil, en los mercados más poblados e industrializados del país y en una zona contigua a la Cuenca Campos de donde proviene la mayoría de nuestro crudo. Nuestra capacidad de refinación interna de 2.007 miles de barriles por día está bien equilibrada con nuestro volumen interno de refinación de 1.798 miles de barriles por día y la venta de productos derivados del petróleo a los mercados internos por 1.960 miles de barriles por día. Participamos también en la producción de productos petroquímicos. Somos distribuidores de productos derivados del petróleo a mayoristas y a través de nuestra propia red minorista

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“BR”.

Participamos en la mayoría de los segmentos del mercado de gas natural brasileño. Prevemos que el porcentaje de gas natural en la matriz energética de Brasil aumentará a medida que ampliemos nuestra producción de gas asociado y no asociado, principalmente proveniente de yacimientos en mar abierto en las Cuencas Campos, Espírito Santo y Santos, y ampliemos la infraestructura de transporte de gas de Brasil. Utilizamos terminales de GNL e importamos gas natural de Bolivia para satisfacer la demanda y diversificar nuestra oferta. Participamos también en el mercado eléctrico local principalmente a través de nuestras inversiones en centrales de generación termoeléctrica a gas. Además, participamos en el negocio de fertilizantes, que constituye otra fuente importante de demanda de gas natural.

A nivel internacional, operamos en más de 20 países. En América del Sur, nuestras operaciones abarcan desde exploración y producción hasta refinación, comercialización, servicios minoristas y gasoductos. En América del Norte, producimos petróleo y gas y contamos con operaciones de refinación en los Estados Unidos. En Africa, producimos petróleo en Angola y Nigeria, y en Asia tenemos operaciones de refinación en Japón. En otros países solo realizamos actividades de exploración de petróleo y gas.

Al final del Item 4 se presenta información y cuadros completos sobre reservas y producción. Véase "Información Adicional sobre Reservas y Producción”.

Nuestras actividades comprenden cinco segmentos de negocio:

• Exploración y Producción: exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas en Brasil;

• Refinación, Transporte y Comercialización: actividades de downstream en Brasil, incluyendo, refinación, logística, transporte, exportación e importación de productos derivados del petróleo y de crudo y productos petroquímicos;

• Distribución: distribución de productos derivados del petróleo a mayoristas y a través de nuestra red minorista “BR” en Brasil;

• Gas y Energía: transporte y distribución de gas, generación eléctrica mediante la utilización de gas natural y fuentes de energía renovable y producción de fertilizantes; e

• Internacional: exploración y producción, refinación, transporte y comercialización, distribución y operaciones relacionadas con el gas y la energía fuera de Brasil.

El segmento Corporativo incluye las actividades de financiación de la Compañía no atribuidas a otros segmentos, incluyendo administración financiera corporativa, gastos generales administrativos centrales y gastos actuariales relacionados con los planes de pensión y salud de la Compañía respecto de participantes inactivos. A partir de 2009, el segmento Corporativo incluye los resultados de las operaciones del segmento “Biocombustibles”. En ejercicios anteriores, los resultados de las operaciones del segmento “Biocombustibles” de la Compañía se incluyeron en el segmento “Gas y Energía”.

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El siguiente cuadro incluye información clave correspondiente a cada segmento de negocio en 2010:

Información Clave por Segmento de Negocio – 2010

Exploración y

Producción

Refinación, Transporte y

Comercialización Distribución Gas y

Energía Internacional Corporativo Eliminaciones Total

Grupo

(en millones de U$S) Ingresos operativos netos.............. 54.284 97.540 37.308 8.507 13.463 — (91.050) 120.052 Resultado antes de impuesto a las ganancias 24.556 2.278 1.101 1.014 1.076 (3.416) (778) 25.831 Total activo al 31 de diciembre...... 137.193 69.487 7.529 29.907 16.170 53.707 (5.310) 308.683 Inversiones .................................... 22.222 15.356 482 4.099 2.167 752 — 45.078

Exploración y Producción

Estadísticas Clave del Segmento de Exploración y Producción

2010 2009 2008

(en millones de U$S) Exploración y Producción: Ingresos operativos netos .................................................................... 54.284 38.777 59.024 Resultado antes de impuesto a las ganancias ...................................... 24.556 14.588 31.657 Total activo al 31 de diciembre ............................................................ 137.193 77.596 51.326 Inversiones ........................................................................................... 22.222 16.488 14.293

Las actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Brasil constituyen el principal componente de la cartera de negocios de nuestra compañía. Hemos incrementado gradualmente la producción durante las últimas cuatro décadas, de 164 mil barriles por día de crudo, condensado y líquidos de gas natural en Brasil en 1970 a 2.004 miles de barriles por día en 2010. Nuestro objetivo es lograr un crecimiento sustentable en reservas y producción de petróleo y gas y ser reconocidos por la excelencia en las operaciones de Exploración y Producción.

Los principales objetivos de nuestro segmento de E&P son:

• Continuar explorando y desarrollando la Cuenca Campos, aprovechando la actual infraestructura para realizar actividades de perforación en aguas más profundas en las concesiones existentes, incluyendo las secciones anteriores al estrato de sal y utilizando nuevas tecnologías de recuperación secundaria en los yacimientos productivos;

• explorar y desarrollar otras dos de las cuencas en mar abierto más prometedoras de Brasil: Espírito Santo (crudo liviano, crudo pesado y gas) y Santos (gas y crudo liviano), con especial foco en el desarrollo de las secciones anteriores al estrato de sal;

• desarrollar recursos de gas asociado y no asociado en la Cuenca Santos y en otras áreas con el fin de satisfacer la creciente demanda brasileña de gas y aumentar la contribución de la producción de gas brasileño como proporción del total de la oferta interna de gas; y

• mantener y aumentar la producción de los yacimientos en tierra y yacimientos poco profundos a través de actividades de perforación y técnicas de recuperación mejorada.

Durante 2010, nuestra producción de petróleo y gas en Brasil alcanzó un promedio de 2.165,5 miles de barriles de petróleo equivalente por día, de los cuales el 76,7% correspondió a petróleo y el 23,3% a gas natural. Al 31 de diciembre de 2010, nuestras reservas netas probadas estimadas de petróleo crudo y gas natural en Brasil ascendían a 12.140 millones de barriles de petróleo equivalente, de los cuales el 86% correspondía a petróleo crudo y el 14% a gas natural. Brasil aportó el 89,8% de nuestra producción mundial en 2010 y representó el 95%

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de nuestras reservas mundiales al 31 de diciembre de 2010 sobre la base de barriles de petróleo equivalente. Históricamente, aproximadamente el 85% del total de nuestra producción brasileña ha sido de petróleo. En relación con el desarrollo de las secciones anteriores al estrato de sal, se estima que aumentará la contribución de gas natural a la producción total de hidrocarburos. En 2010, perforamos un total de 561 pozos de desarrollo, de los cuales 78 eran pozos en mar abierto y 483 eran pozos en tierra.

Al 31 de diciembre de 2010, contábamos con 138 contratos de exploración que comprendían 198 bloques, correspondientes a una superficie bruta exploratoria de 130.000 km

2 (32,1 millones de acres), o una

superficie neta exploratoria de 105.000 km2 (25,9 millones de acres), y 31 planes de evaluación. Somos

responsables exclusivos de llevar a cabo las actividades de exploración en 66 de los 138 contratos de exploración. Al 31 de diciembre de 2010, habíamos celebrado convenios de exploración con 75 compañías extranjeras y nacionales. Llevamos a cabo actividades de exploración en virtud de 120 de nuestros 138 acuerdos de asociación.

La mayoría de nuestras actividades de exploración se concentra en perforaciones en aguas profundas, donde los descubrimientos son substancialmente mayores y nuestra tecnología y experiencia otorgan una ventaja competitiva. En 2010 invertimos un total de U$S4.080 millones en actividades de exploración en Brasil. Hemos perforado un total de 116 pozos exploratorios brutos en 2010, 49 de los cuales estaban ubicados en mar abierto y 67 en tierra, con un porcentaje de éxito del 57%.

Los yacimientos de petróleo más ricos de Brasil se encuentran ubicados en mar abierto, la mayoría en aguas profundas. Desde 1971, año en el que iniciamos las actividades de exploración en la Cuenca Campos, hemos desarrollado actividades en dichas aguas, y hemos obtenido reconocimiento internacional como innovadores en la tecnología requerida para explorar y producir hidrocarburos en aguas profundas y ultraprofundas. Petrobras opera más producción (en términos de barriles de petróleo equivalente) de yacimientos en aguas profundas y ultraprofundas que cualquier otra compañía. En 2010, la producción en mar abierto representó el 87% de nuestra producción y la producción en aguas profundas representó el 76% de nuestra producción en Brasil. En 2010, operamos 201 pozos en profundidades mayores a 1.000 metros (3.281 pies) y perforamos alrededor de 24 pozos exploratorios en profundidades mayores a 1.000 metros (3.281 pies).

Los costos de exploración, desarrollo y producción en mar abierto son generalmente más elevados que los costos en tierra, pero hemos podido compensar estos mayores costos con mayores porcentajes de éxito en perforación y mayores descubrimientos y volúmenes de producción. Históricamente, hemos obtenido resultados exitosos en el descubrimiento y desarrollo de importantes reservorios de petróleo en mar abierto, lo que nos ha permitido lograr economías de escala distribuyendo los costos totales de exploración, desarrollo y producción sobre una base amplia. Al concentrarnos en oportunidades que se encuentran próximas a la infraestructura de producción existente, limitamos los mayores requerimientos de capital necesarios para el desarrollo de nuevos yacimientos.

Históricamente, nuestras actividades de exploración y producción en mar abierto se concentraron en reservorios posteriores al estrato de sal. El descubrimiento del yacimiento Lula (ex Tupi) en 2006 marcó el comienzo de un nuevo capítulo en la historia del segmento E&P de la Compañía. Durante los últimos años, nuestras actividades de exploración en mar abierto se concentraron en las secciones anteriores al estrato de sal ubicadas en una región de aproximadamente 800 km (497 millas) de longitud y 200 km (124 millas) de ancho que se extiende desde la Cuenca Campos hasta la Cuenca Santos. Nuestros contratos vigentes en esta área abarcan aproximadamente el 26,6% (aproximadamente 45.615 km

2 o 11,3 millones de acres) de las secciones anteriores al

estrato de sal, incluyendo las áreas anteriores al estrato de sal transferidas a Petrobras en virtud de Contratos de Concesión y el Contrato de Cesión. Otro 4% (aproximadamente 9.000 km

2 o 2,2 millones de acres) se encuentra

sujeto a concesión de otras compañías petroleras para su exploración. El 69,4% restante (aproximadamente 103.000 km

2 o 25,4 millones de acres) de la región anterior al estrato de sal es una superficie abierta y aún no

está sujeta a concesión y el otorgamiento de concesiones en relación con las nuevas secciones anteriores al estrato de sal se realizará en virtud de un régimen de producción compartida establecido por la Ley Nº 12.351, promulgada el 22 de diciembre de 2010.

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En esta área anterior al estrato de sal de 149.000 km2 (36,8 millones de acres) desde 2005 Petrobras ha

perforado 52 pozos como operador y en el 88% de dichos pozos se realizaron descubrimientos de recursos hidrocarburíferos. Somos titulares de participaciones que oscilan entre el 20% y el 100% en las áreas de exploración anteriores al estrato de sal otorgadas en concesión a Petrobras. En el sur de la Cuenca Santos, donde la capa de sal es gruesa y los hidrocarburos han estado mejor conservados, hemos realizado descubrimientos particularmente prometedores desde 2006, incluyendo los descubrimientos en el Bloque BM-S-11 (yacimientos Iara, Lula y Cernambi) y el Bloque BM-S-9 (Carioca y Guará). En 2008 y a principios de 2010, en el norte de la región, hemos realizado importantes descubrimientos en el área denominada Parque das Baleias y en los yacimientos Barracuda, Marlim y Caratinga, todos ellos en la Cuenca Campos. En consecuencia, estamos comprometiendo una importante cantidad de recursos para desarrollar estos descubrimientos en las secciones anteriores al estrato de sal ubicados en aguas profundas y ultra profundas en profundidades totales de hasta 8.000 metros (26.245 pies).

El Plan de Negocios 2010-2014, publicado en junio de 2010 antes de la firma del Contrato de Cesión, prevé inversiones por U$S33.000 millones desde 2010 hasta 2014 (excluyendo las inversiones por parte de nuestros socios) para desarrollar nuestras concesiones existentes en las secciones anteriores al estrato de sal, o aproximadamente el 31% del total de nuestras inversiones locales en exploración y producción hasta 2014. En mayo de 2011, nuestro Consejo de Administración aprobó la revisión anual del plan de desarrollo del área anterior al estrato de sal de la Cuenca Santos (PLANSAL), que proyecta inversiones de hasta U$S73.000 millones hasta 2015 en las áreas anteriores al estrato de sal de la Cuenca Santos, 74% de las cuales son aportadas por Petrobras y el resto por nuestros socios. Esta revisión anual del PLANSAL también dispone el desarrollo de las áreas transferidas a la Compañía en virtud del Contrato de Cesión con una reducción del 45% de las inversiones proyectadas para el desarrollo de las áreas anteriores al estrato de sal de la Cuenca Santos desde 2008.

Asimismo, implementamos una variedad de programas diseñados para aumentar la recuperación de petróleo de los yacimientos existentes y reducir la declinación natural de los yacimientos productivos.

Nuestras actividades de exploración y producción fuera de Brasil están incluidas en el segmento de negocios Internacional. Véase "Internacional".

En el siguiente cuadro se presenta información resumida sobre nuestros principales yacimientos productivos de petróleo y gas en Brasil.

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Principales Yacimientos de Petróleo y Gas en Brasil

Cuenca Yacimientos % de Petrobras Tipo Fluido (1)

Alagoas Pilar 100% En tierra Crudo Liviano/Gas Natural

Camamu Manati 35% Poco profundo Gas Natural

Campos Albacora 100% Poco profundo Crudo Intermedio Profundo Crudo Intermedio Albacora Leste 90% Profundo

Ultra Profundo Crudo Intermedio

Baleia Azul 100% Profundo Crudo Intermedio Baleia Franca 100% Profundo Crudo Intermedio Barracuda 100% Profundo Crudo Intermedio Bijupirá/Salema 22,4% (2) Profundo Crudo Intermedio Cachalote 100% Profundo Crudo Intermedio Caratinga 100% Profundo Crudo Intermedio Espadarte 100% Profundo Crudo Intermedio Jubarte 100% Profundo Crudo Pesado Maromba 62,5% Profundo Crudo Pesado Marlim 100% Profundo Crudo Pesado Marlim Leste 100% Profundo Crudo Intermedio Marlim Sul 100% Profundo

Ultra Profundo Crudo Intermedio

Namorado 100% Poco profundo Crudo Intermedio Ostra 35% Profundo Crudo Pesado Pampo 100% Poco profundo Crudo Intermedio Pargo 100% Poco profundo Crudo Intermedio Roncador 100% Ultra profundo Crudo Intermedio Voador 100% Profundo Crudo Pesado

Espírito Santo Fazenda Alegre Peroá

Golfinho

100% 100% 100%

En tierra Poco profundo

Profundo Ultra profundo

Crudo Pesado Crudo Liviano

Crudo Intermedio Crudo Intermedio

Canapu 100% Profundo Gas Natural Camarupim 76% Profundo Gas Natural

Potiguar Canto do Amaro 100%

En tierra

Crudo Intermedio /Gas Natural Crudo Pesado/Gas Natural

Recôncavo Jandaia

Miranga 100% 100%

En tierra En tierra

Crudo Liviano Crudo Liviano/Gas Natural

Santos Merluza 100% Poco profundo Gas Natural

Mexilhão 100% Poco Profundo Gas Natural Uruguá 100% Profundo Crudo Intermedio/Gas Natural Tambaú 100% Profundo Gas Natural Lula 65% Ultra Profundo Crudo Intermedio Cernambi 65% Ultra Profundo Crudo Intermedio

Sergipe Carmópolis 100% En tierra Crudo Intermedio Sirirízinho 100% En tierra Crudo Intermedio

Solimões Leste do Urucu 100% En tierra Crudo Liviano/Gas Natural Rio Urucu 100% En tierra Crudo Liviano/Gas Natural

(1) Crudo Pesado = hasta 22° API; Crudo Intermedio = 22° API a 31° API; Crudo Liviano = más de 31° API (2) Petrobras no es el operador de este yacimiento.

Históricamente, hemos realizado actividades de exploración, desarrollo y producción en Brasil conforme a contratos de concesión que obtuvimos a través de la participación en rondas de licitación llevadas a cabo por la ANP. Algunas de las concesiones existentes fueron adjudicadas por la ANP sin licitación en 1998, de conformidad con la Ley Nº 9.478. Estos contratos de concesión se denominan “Ronda Cero”. Desde entonces hemos

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participado en todas las rondas de licitación, siendo la más reciente en diciembre de 2008.

Nuestras actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Brasil se encuentran básicamente concentradas en tres cuencas principales en mar abierto en el sudeste de Brasil: Campos, Espírito Santo y Santos. El siguiente mapa indica las áreas de concesión de la Compañía en Brasil a diciembre de 2010.

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El siguiente mapa indica la ubicación de las secciones anteriores al estrato de sal y el estado de nuestras actividades de exploración en las mismas.

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Cuenca Campos

La Cuenca Campos, que abarca aproximadamente 115.000 km2 (28,4 millones de acres), es la cuenca de

petróleo y gas más prolífica de Brasil en términos de reservas probadas y producción anual de hidrocarburos. Desde que comenzamos las actividades de exploración en esta área en 1971, se han descubierto más de 60 acumulaciones de hidrocarburos, incluidos ocho grandes yacimientos de petróleo en aguas profundas y ultra profundas. La Cuenca Campos es la mayor región productora de petróleo y gas de Petrobras con una producción promedio de 1.676,9 miles de barriles por día de petróleo y 13,6 millones de metros cúbicos diarios (480,3 millones de pies cúbicos por día) de gas natural asociado durante 2010, lo que representa el 81,5% de nuestra producción total en Brasil. En 2010, nuestra producción de petróleo alcanzó un promedio de 1.676,9 miles de barriles por día de petróleo en 43 yacimientos en la Cuenca Campos, con reservas probadas de petróleo que representaban el 84% del total de nuestras reservas probadas de petróleo en Brasil. Nuestras reservas probadas de gas natural en la Cuenca Campos representaban el 48% del total de nuestras reservas probadas de gas natural en Brasil. Operamos 40 sistemas flotantes de producción, 14 plataformas fijas y 6.680 km (4.151 millas) de ductos y tuberías flexibles a profundidades de 80 a 1.886 metros (262 a 6.188 pies) y entregamos petróleo de un promedio de gravedad de 22,9° API y un contenido promedio de agua y sedimento (BWS) del 1%.

También hemos realizado importantes avances en las actividades de Exploración y Producción en las secciones anteriores al estrato de sal en la Cuenca Campos. En la región anterior al estrato de sal de la Cuenca Campos, perforamos un total de 25 pozos. En febrero de 2010 realizamos un descubrimiento prometedor de petróleo de un promedio de gravedad de 28° API en nuestro pozo exploratorio en aguas ultra profundas en el área Barracuda luego de un descubrimiento significativo de petróleo intermedio (30° API) en el área Parque das Baleias en noviembre de 2008. En el yacimiento Jubarte en la Cuenca Campos costa afuera del Estado de Espírito Santo, mediante una Prueba de Pozo de Alcance Extendido se logró una producción promedio de 17 mil barriles por día desde septiembre de 2008 hasta febrero de 2011 utilizando un sistema piloto de pozo único. Proyectamos acelerar la producción de la región anterior al estrato de sal en Parque das Baleias utilizando la infraestructura existente en el área. Comenzamos a producir en el yacimiento Baleia Franca en el segundo semestre de 2010 utilizando la unidad FPSO Capixaba existente. En 2012, proyectamos poner en marcha un sistema piloto exclusivamente dedicado a la exploración del área anterior al estrato de sal en la región de Baleia Azul utilizando otra unidad FPSO.

En 2010, la puesta en marcha de la unidad FPSO Capixaba ubicada en el yacimiento Cachalote y de la Plataforma P-57 ubicada en el yacimiento Jubarte en mar abierto de la Cuenca Campos aportó capacidades combinadas de 280 mil barriles de petróleo por día y 5,5 millones de metros cúbicos de gas natural por día.

Estimamos que la futura producción de nuevas fuentes de la Cuenca Campos provendrá principalmente de yacimientos de petróleo en aguas profundas. En la actualidad estamos desarrollando 9 importantes proyectos en la Cuenca Campos: Marlim Sul Módulo 3, Roncador Módulos 3 y 4, Papa-Terra, Prueba de Pozo de Alcance Extendido y sistema de producción a largo plazo en Aruanã (BM-C-36), Jubarte Fase II, Parque das Baleias y reservorios de las secciones anteriores al estrato de sal de Baleia Azul.

Al 31 de diciembre de 2010, éramos titulares de derechos de exploración en 21 bloques de la Cuenca Campos, que abarcan una superficie de 6.374 km

2 (1,5 millones de acres).

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• Principales proyectos de desarrollo en la Cuenca Campos

Yacimiento Tipo de Unidad

Unidad de Producción

Capacidad Nominal de

Petróleo Crudo

(barriles por día)

Capacidad Nominal de Gas Natural

(miles de pies cúbicos

por día) Profundidad

(metros) Inicio (año) Notas

Marlim Sul–Módulo 3.............. SS P-56 100.000 211.884 1.700 2011 Prueba de Pozo de Alcance Extendido-Aruanã (BM-C-36) EWT

FPSO Cidade de Rio das Ostras

27.000 10.594 950 2011 FPSO existente contratada a Teekay

Baleia Azul ............................... FPSO Anchieta 100.000 88.285 1.400 2012 FPSO existente contratada a SBM

Roncador–Módulo 3................ SS P-55 180.000 211.884 1.790 2012 Roncador–Módulo 4................ FPSO P-62 180.000 211.884 1.550 2013 Papa-Terra–Módulo 1 ............. TLWP P-61 0 0 1.180 2013 Producción por P-63 Papa-Terra–Módulo 2 ............. FPSO P-63 150.000 31.783 1.170 2013 Baleia Azul ............................... FPSO P-58 180.000 211.884 1.400 2013 Lead Aruanã (BM-C-36) .......... FPSO Brasil 100.000 63.565 950 2013 FPSO existente

contratada a SBM Jubarte Fase II ......................... FPSO P-57 180.000 70.628 1.260 2010 Aumento de

producción en 2011

Cuenca Espírito Santo

Hemos realizado varios descubrimientos de petróleo liviano y gas natural en la Cuenca Espírito Santo que abarca una superficie de aproximadamente 75.000 km

2 (18,5 millones de acres) en mar abierto y 14.000 km

2 (3,5

millones de acres) en tierra. Al 31 de diciembre de 2010 nuestra producción alcanzó un promedio de 68,7 miles de barriles por día en 47 yacimientos, con reservas probadas de petróleo crudo que representaban el 0,71% del total de nuestras reservas probadas de petróleo en Brasil. Al 31 de diciembre de 2010, nuestra producción de gas natural alcanzó un promedio de 4,2 millones de metros cúbicos por día (148,3 millones de pies cúbicos por día), con reservas probadas de gas natural que representaban el 6% del total de nuestras reservas probadas de gas natural en Brasil.

En 2010, iniciamos operaciones en el proyecto Canapu en el que se utiliza la unidad FPSO Cidade de Vitória con una capacidad de producción de 2 millones de metros cúbicos por día (70,6 millones de pies cúbicos por día).

Además de desarrollar nuevos proyectos de producción, Petrobras también está optimizando los recursos existentes en el área Espírito Santo mediante la construcción del gasoducto Sul Norte Capixaba con una capacidad de transporte de 7 millones de metros cúbicos por día (247,2 millones de pies cúbicos por día). Se estima que el gasoducto, que se extiende desde el área de Parque das Baleias hasta la unidad de tratamiento de gas Cacimbas, comenzará a funcionar en 2012.

Al 31 de diciembre de 2010, éramos titulares de derechos de exploración en 19 bloques, 3 en tierra y 16 en mar abierto, abarcando una superficie de 8.086 km

2 (1,9 millones de acres).

Cuenca Santos

La Cuenca Santos, que abarca una superficie de aproximadamente 348.900 km2 (86 millones de acres)

fuera de la ciudad de Santos, en el Estado de São Paulo, es una de las áreas de exploración en mar abierto más prometedoras de Brasil y el foco de nuestros planes para desarrollar gas natural local. En 2010, nuestra

42

producción de petróleo alcanzó un promedio de 32,7 miles de barriles por día en dos yacimientos y un área exploratoria, con reservas probadas de petróleo crudo que representaban el 7% del total de nuestras reservas probadas de petróleo en Brasil. En 2010, nuestra producción de gas natural alcanzó un promedio de 0,8 millones de metros cúbicos por día (28,3 millones de pies cúbicos por día) y nuestras reservas probadas de gas natural en la Cuenca Santos representaban el 24% del total de nuestras reservas probadas de gas natural en Brasil.

Durante los últimos años llevamos a cabo planes para aumentar la producción de gas y construir infraestructura de soporte en las Cuencas Santos y Espírito Santo. Estos planes ahora están dando sus frutos y estimamos que aumentarán nuestra capacidad promedio de producción de gas en la Cuenca Santos de 0,8 millones de metros cúbicos por día (28,3 millones de pies cúbicos por día) en 2010 a 15,4 millones de metros cúbicos por día (543.9 millones de pies cúbicos por día) a fines de 2011. En 2010 iniciamos operaciones en las secciones posteriores al estrato de sal en la plataforma FPSO Cidade de Santos ubicada en el yacimiento Uruguá, que produce 30 mil barriles por día de crudo liviano. Se estima que en 2011 la producción de gas será de 1 millón de metros cúbicos por día (35,3 millones de pies cúbicos por día) y en 2012 será de 7,9 millones de metros cúbicos por día (279,0 millones de pies cúbicos por día). Se proyecta que Mexilhão, ubicado en aguas poco profundas en el Bloque BS-400 en la Cuenca Santos, comenzará a operar en 2011 con una producción inicial de aproximadamente 1,9 millones de metros cúbicos por día (67,0 millones de pies cúbicos por día), aumentando potencialmente a 9,3 millones de metros cúbicos por día (328,4 millones de pies cúbicos por día) en 2012. Se inició también en 2010 una Prueba de Pozo de Alcance Extendido en la plataforma SS-11 Atlantic Zephyr, ubicada en el Bloque BM-S-40. Estamos utilizando los resultados de dicha prueba para desarrollar un sistema de producción a largo plazo para este bloque, incluyendo un plan para instalar la unidad FPSO Cidade de Itajaí, con una capacidad estimada de 80 mil barriles de petróleo por día.

En 2010 nuestras actividades de Exploración y Producción también se concentraron en las secciones anteriores al estrato de sal de la Cuenca Santos. Continuamos focalizando nuestros esfuerzos en reunir información relativa a los reservorios anteriores al estrato de sal en la región y probar tecnologías de perforación para mejorar la eficiencia y minimizar costos en el corto plazo. Durante la fase siguiente, que comenzará en 2013, proyectamos instalar varias unidades FPSO en las secciones anteriores al estrato de sal de la Cuenca Santos. La fase subsiguiente, que comenzará en 2017, incluirá la aplicación de tecnologías e ingeniería mejoradas específicamente diseñadas para las áreas anteriores al estrato de sal.

En mayo de 2009, se inició la producción en la región anterior al estrato de sal de la Cuenca Santos con una Prueba de Pozo de Alcance Extendido en Tupi (actualmente denominado yacimiento Lula) que produjo un promedio de 15 mil barriles por día. En 2010 declaramos la viabilidad comercial de dicha área, presentando los planes de desarrollo para los yacimientos Lula y Cernambi e instalando el primer sistema capaz de producir en el largo plazo en Lula, la unidad FPSO Cidade de Angra dos Reis, con una capacidad de producción de 100 mil barriles por día. También iniciamos la segunda Prueba de Pozo de Alcance Extendido en la región anterior al estrato de sal de la Cuenca Santos en Guará.

En 2010, perforamos 8 nuevos pozos, elevando a 20 la cantidad de pozos en la región anterior al estrato de sal de la Cuenca Santos. Proyectamos comenzar a perforar hasta 24 nuevos pozos en esta región en 2011.

Los seis bloques y el bloque contingente transferidos a Petrobras en virtud del Contrato de Cesión están ubicados en la región anterior al estrato de sal de la Cuenca Santos. Estamos desarrollando estos bloques en forma integral con las áreas que ya tenemos en concesión. Durante los próximos cuatro años, avanzaremos con nuestro programa de exploración y proyectamos obtener la primera producción de petróleo en el prospecto exploratorio Franco en 2015.

Al 31 de diciembre de 2010, éramos titulares de derechos de exploración en 47 bloques en la Cuenca Santos que abarcan una superficie de 29.302 km

2 (7,2 millones de acres).

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• Principales proyectos de desarrollo en la Cuenca Santos

Yacimiento Tipo de unidad

Unidad de Producción

Capacidad Nominal de

Petróleo Crudo

(barriles por día)

Capacidad Nominal de Gas Natural

(miles de pies cúbicos

por día) Profundidad

(metros) Inicio (año) Notas

Mexilhão ................................. Plataforma Fija

PMXL-1 0 529.710 170 2011

Prueba de Pozo de Alcance Extendido - Lula Nordeste .......

FPSO BW Cidade de São Vicente

30.000 35.314 2.100 2011 FPSO existente contratada a BW

Offshore Prueba de Pozo de Alcance Extendido - Guará ...................

FPSO Dynamic Producer

30.000 35.314 2.100 2011 FPSO existente contratada a PETROSERV

Tiro e Sidon (BM-S-40) ............ SS Cidade de Itajai

80.000 70.628 200 2012 Contratada a Teekay

Piloto – Guará.......................... FPSO Cidade de São Paulo

120.000 176.573 2.141 2013 Contratada a Schahin/Modec

Piloto – Lula Nordeste ............. FPSO Cidade de Paraty

120.000 176.573 2.100 2013 Contratada a Queiroz Galvão/SBM

Guará – Módulo 2 ................... FPSO n/a 150.000 211.884 2.100 2014 Cernambi – Módulo 1.............. FPSO n/a 150.000 211.884 2.100 2014

Otras Cuencas

Producimos hidrocarburos y somos titulares de derechos de exploración en otras 19 cuencas en Brasil. Las más importantes son la Cuenca Camamu, en mar abierto y de aguas poco profundas, y las Cuencas Potiguar, Recôncavo, Sergipe, Alagoas y Solimões, en tierra. Si bien nuestra producción en tierra se desarrolla principalmente en campos maduros, proyectamos mantener y aumentar levemente la producción en estos campos en el futuro utilizando métodos de recuperación mejorada.

Al 31 de diciembre de 2010, contábamos con un total de 286 contratos de producción y teníamos el 100% de la propiedad de 256 de ellos. Somos operadores en 9 de nuestros 30 acuerdos de asociación.

Recursos Críticos en Exploración y Producción

Hemos procurado asegurar que los recursos críticos del sector de servicios sean suficientes para poder avanzar con nuestros planes de Exploración y Producción. Dado que las áreas en mar abierto de Brasil se encuentran geográficamente aisladas de otras áreas de perforación en mar abierto y dado que a menudo perforamos en aguas inusualmente profundas, planeamos cuidadosamente nuestras necesidades futuras de equipos de perforación. Utilizando una combinación de equipos propios y de unidades que contratamos por períodos de tres años o más, históricamente hemos garantizado la disponibilidad de unidades de perforación para cubrir nuestras necesidades, y hemos pagado tarifas diarias promedio más bajas que las que hubiéramos pagado de haber contratado las unidades sobre la base de entrega inmediata. Continuamente evaluamos nuestros requerimientos de equipos de perforación, renovamos nuestros contratos de perforación, contratamos con anticipación equipos según las necesidades y promovemos la construcción de nuevos equipos mediante la firma de contratos de arrendamiento a largo plazo con contratistas de perforación en relación con equipos de perforación que aún no han sido construidos.

Durante los últimos tres años hemos logrado reducir las presiones relacionadas con la oferta limitada de equipos para aguas profundas. Si bien en 2008 contábamos con solo tres equipos con capacidad para perforar en profundidades mayores a los 2.000 metros (6.560 pies), al 31 de diciembre de 2010 contábamos con 13 y

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proyectamos contar con 30 para 2013. Hemos celebrado contratos por un plazo de tres a diez años en relación con otros 22 equipos de perforación para realizar actividades de exploración en aguas profundas en nuestros yacimientos en mar abierto. Estos equipos llegarán a Brasil y comenzarán a operar durante 2011 y 2012. De estas 22 unidades, una unidad tendrá capacidad para operar a profundidades de hasta 1.500 metros (4.920 pies), una unidad podrá operar a profundidades de hasta 1.900 metros (6.233 pies), tres unidades podrán operar a profundidades de hasta 2.000 metros (6.560 pies), siete unidades podrán operar en profundidades de hasta 2.400 metros (7.830 pies) y diez unidades podrán realizar perforaciones a una profundidad de hasta 3.000 metros (9.840 pies). Todas las unidades serán contratadas por Petrobras y han sido construidas o se encuentran en construcción en astilleros fuera de Brasil.

Además de estos 22 equipos de perforación nuevos ya contratados, también hemos anunciado planes relacionados con la construcción de 28 equipos en Brasil, apoyando así el desarrollo de la industria brasileña de construcción de equipos para que pueda satisfacer nuestras necesidades en el largo plazo. Para ello, hemos adjudicado un contrato para la construcción de siete equipos de perforación en el astillero Atlântico Sul en el Estado de Pernambuco. Estos equipos serán propiedad de Sete Brasil S.A. (Sete BR), una compañía brasileña en la que somos titulares de una participación del 10%. Proyectamos cubrir nuestros requerimientos futuros de perforación con una combinación de equipos construidos en Brasil, complementados cuando fuere necesario por la flota internacional de equipos para aguas profundas.

Para nuestro segmento de aguas poco profundas estamos construyendo y operaremos dos unidades de perforación autoelevables, diseñadas para operar en profundidades de 107 metros (350 pies) con capacidades HPHT (altas presiones y altas temperaturas). Proyectamos comenzar a operar estas unidades en 2012.

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Unidades de Perforación en Uso por el segmento de Exploración y Producción al 31 de diciembre de cada año

2010 2009 2008

Arrendadas Propias Arrendadas Propias Arrendadas Propias

En tierra................................................................ 22 12 31 13 25 11 En mar abierto, por profundidad............................... 44 8 36 8 31 8 Equipos autoelevables............................................... 1 4 2 4 2 4 Equipos flotantes: 43 4 34 4 29 4

500 a 1000 metros de profundidad......................... 11 2 9 2 9 2 1001 a 2000 metros de profundidad....................... 19 2 20 2 17 2 2001 a 3000 metros de profundidad....................... 13 0 5 0 3 0

En noviembre de 2010 anunciamos que habíamos firmado dos contratos por un monto total de

U$S3.460 millones para la construcción de ocho cascos para las unidades FPSO a ser utilizadas en las secciones anteriores al estrato de sal de la Cuenca Santos. Las unidades FPSO se construirán en el Estado de Rio Grande do Sul. Estas unidades son parte de la nueva estrategia para la construcción de unidades de producción que pone énfasis en la simplificación de los proyectos y en la utilización de equipos estandarizados. Estimamos que la producción de cascos idénticos en serie acelerará la construcción, logrará economías de escala y minimizará costos.

Estamos también incrementado el uso de equipos estándar de la industria en lugar de desarrollar nuestros propios equipos personalizados. Procuramos minimizar los costos incrementando el control sobre los proveedores y dividiendo los paquetes de compra de ingeniería y construcción en partes más pequeñas.

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Refinación, Transporte y Comercialización

Estadísticas Clave de Refinación, Transporte y Comercialización

2010 2009 2008

(en millones de U$S) Refinación, Transporte y Comercialización: Ingresos Operativos Netos......................................................... 97.540 74.307 95.659 Resultado antes de impuesto a las ganancias............................ 2.278 9.980 (3.017) Total activo al 31 de diciembre.................................................. 69.487 49.969 27.166 Inversiones ................................................................................ 15.356 10.466 7.234

Somos una compañía integrada con una participación dominante en nuestro mercado interno. Operamos y somos propietarios de 12 refinerías en Brasil, con una capacidad neta total de destilación de 2.007 miles de barriles por día y somos una de las compañías refinadoras más grande del mundo. Al 31 de diciembre de 2010, operábamos el 90% del total de la capacidad de refinación de Brasil y abastecíamos prácticamente toda la demanda de productos refinados por parte de terceros mayoristas, exportadores y compañías petroquímicas además de la demanda de nuestro segmento de Distribución. Operamos una amplia y compleja infraestructura de tuberías y terminales y una flota de buques para el transporte de petróleo crudo y productos derivados del petróleo a los mercados local e internacional. La mayoría de nuestras refinerías están ubicadas cerca de nuestros oleoductos, plantas de almacenamiento, oleoductos de productos refinados y de las principales plantas petroquímicas, facilitando así el acceso al suministro de crudo y a los usuarios finales.

También importamos y exportamos petróleo crudo y productos derivados del petróleo. Importamos determinados productos derivados del petróleo, particularmente gas oil, en relación con el cual la demanda brasileña excede la capacidad de refinación. Estimamos que la necesidad de importar disminuirá en el futuro en la medida en que construyamos capacidad de refinación adicional y optimicemos nuestras refinerías con el fin de facilitar el procesamiento de crudos producidos localmente.

Nuestro segmento de Refinación, Transporte y Comercialización también incluye operaciones relacionadas con productos petroquímicos que agregan valor a los hidrocarburos que producimos y satisfacen las necesidades de la creciente economía brasileña.

Participamos en operaciones de refinación, transporte y comercialización fuera de Brasil a través de nuestro segmento de negocio Internacional. Véase “Internacional.”

Refinación

Al 31 de diciembre de 2010 nuestra capacidad de refinación en Brasil era de 2.007 miles de barriles por día y nuestra producción promedio durante 2010 fue de 1.798 miles de barriles por día.

El siguiente cuadro describe la capacidad instalada de nuestras refinerías brasileñas al 31 de diciembre de 2010, y la producción diaria promedio de nuestras refinerías en Brasil y los volúmenes de producción de los principales productos derivados del petróleo en 2010, 2009 y 2008.

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Capacidad y Producción Promedio de las Refinerías

Producción Promedio

Denominación (Denominación Alternativa) Ubicación

Capacidad de Destilación de Crudo al 31 de diciembre de

2010 2010 2009 2008

(miles de barriles por día)

(miles de barriles por día)

LUBNOR ....................................................Fortaleza (CE) 7 8 7 6 RECAP (Capuava) ......................................Capuava (SP) 53 36 44 45 REDUC (Duque de Caxias) .........................Rio de Janeiro (RJ) 242 256 238 256 REFAP (Alberto Pasqualini) .......................Canoas (RS) 189 145 169 142 REGAP (Gabriel Passos).............................Betim (MG) 151 143 140 143 REMAN (Isaac Sabbá)................................Manaus (AM) 46 42 41 39 REPAR (Presidente Getúlio Vargas)...........Araucária (PR) 189 170 185 183 REPLAN (Paulínia) ................................Paulinia (SP) 396 316 341 324 REVAP (Henrique Lage).............................São Jose dos

Campos (SP) 252 238 241 205

RLAM (Landulpho Alves)...........................Mataripe (BA) 279 250 220 254 RPBC (Presidente Bernardes)....................Cubatão (SP) 170 160 165 168 RPCC (Potiguar Clara Camarão) ................Guamaré (RN) 34 33

Total .................................................... 2.007 1.798 1.791 1.765

Durante los últimos años, hemos realizado importantes inversiones en nuestro sistema de refinación

destinadas a:

• Mejorar la calidad de la gasolina y el gas oil con el fin de cumplir con normas ambientales más estrictas;

• Aumentar la flexibilidad de los tipos de crudo para procesar más crudo brasileño, capitalizando las diferencias de precio entre el crudo liviano y el pesado; y

• Reducir el impacto ambiental de nuestras operaciones de refinación.

En 2010, invertimos un total de U$S6.681 millones en nuestras refinerías, de los cuales U$S5.342 millones se invirtieron en unidades de hidrotratamiento para mejorar la calidad del gas oil y la gasolina, U$S1.203 millones en unidades de coquización para convertir petróleo pesado en productos más livianos, y U$S136 millones para proyectos de descongestión de instalaciones.

Durante 2011, estimamos concluir los siguientes proyectos de inversión en nuestras refinerías:

• Mejoras de la calidad del gas oil en RECAP y RLAM; y

• Mejoras de la calidad de la gasolina en REFAP, RPBC, REDUC, REGAP, REVAP, RLAM y RECAP.

Los siguientes proyectos de mejoras ya han sido iniciados y se estima concluirán entre 2012 y 2014:

• Mejoras de la calidad del gas oil en REGAP, REPAR, REPLAN y RPBC;

• Mejoras de la calidad de la gasolina en REPAR; y

• Unidades de coquización retardada en la Refinería Abreu e Lima, Comperj, Refinería Premium – 1a Fase y REPAR.

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La conclusión de los siguientes proyectos de mejoras en refinación está prevista para después de 2014:

• Mejoras de la calidad del gas oil en REDUC; y

• Unidades de craqueo térmico suave para mejorar la calidad del gas oil y de la gasolina en REMAN.

Para fines de 2013, proyectamos reducir el contenido máximo de azufre del gas oil producido en nuestras refinerías de 1800 ppm a 500 ppm, y seis de nuestras refinerías estarán produciendo gas oil con 50 ppm de azufre. Para principios de 2014 proyectamos reducir el contenido máximo de azufre de la gasolina producida en nuestras refinerías de 1.000 ppm a 50 ppm.

Principales Proyectos de Refinación

Brasil cuenta con una de las economías más dinámicas del mundo con tasas de crecimiento de la demanda por encima del promedio en lo relacionado a combustibles para automóviles. Proyectamos realizar ampliaciones de capacidad con el fin de satisfacer las necesidades de este creciente mercado y agregar valor a nuestros crecientes volúmenes de producción de petróleo crudo en Brasil. Actualmente estamos construyendo dos nuevas plantas de refinación:

• Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro—Comperj, complejo integrado de refinación y petroquímica. En 2008 iniciamos las excavaciones y en 2010 iniciamos la construcción. Proyectamos iniciar las actividades de refinación de 165 mil barriles por día en 2013. En una segunda fase, prevista para 2018, se proyecta aumentar la capacidad a 330 mil barriles por día e incorporar la fabricación de productos petroquímicos.

• Abreu e Lima, refinería ubicada en el noreste de Brasil, en asociación con Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), la compañía petrolera estatal de Venezuela. Esta refinería está diseñada para procesar 230 mil barriles de crudo por día para producir 162 mil barriles por día de gas oil con bajo contenido de azufre (10 ppm) como así también GLP, nafta, combustible bunker y coque. El inicio de operaciones está previsto para 2013.

Estamos en la etapa de proyecto de dos nuevas refinerías en el noreste de Brasil. Ambas refinerías estarán diseñadas para procesar petróleo crudo pesado de 20° API, maximizar la producción de gas oil de bajo contenido de azufre y también producir GLP, nafta, kerosene de bajo contenido de azufre, combustible bunker y coque. Ambas estarán integradas con terminales de almacenamiento marítimas.

• Premium I en el Estado de Maranhão se construirá en dos fases de 300 mil barriles por día.

• Premium II en el Estado de Ceará tendrá una capacidad de procesamiento de 300 mil barriles por día.

Los siguientes cuadros resumen la producción de productos derivados del petróleo y las ventas por producto en Brasil durante los últimos tres ejercicios:

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Producción interna de productos derivados del petróleo: Operaciones de refinación y comercialización, en miles de barriles por

día

2010 2009 2008

Gas oil.................................................................................... 716 737 694 Gasolina ................................................................................ 351 331 343 Fuel oil................................................................................... 243 243 255 Nafta ..................................................................................... 133 143 136 GLP ........................................................................................ 132 135 142 Combustible para aviones ..................................................... 80 74 65 Otros ..................................................................................... 176 159 153

Producción interna total de productos derivados del petróleo ................................................................................ 1.832 1.823 1.787

Capacidad instalada................................................................... 2.007 1.942 1.942 Utilización (%)............................................................................ 90 92 91 Crudo local como % de la carga total procesada .................... 82 79 78

(1) Sin auditar. (2) Registrados por la ANP.

Volúmenes de ventas internas, en miles de barriles por día

2010 2009 2008

Gas oil...................................................................................... 809 740 760 Gasolina .................................................................................. 394 338 344 Fuel oil ..................................................................................... 100 101 110 Nafta........................................................................................ 167 164 151 GLP .......................................................................................... 218 210 213 Combustible para aviones ....................................................... 92 77 75 Otros ....................................................................................... 180 140 84

Total productos derivados del petróleo .......................... 1.960 1.770 1.737

Etanol y otros productos ......................................................... 99 96 88 Gas Natural.............................................................................. 319 240 321

Total mercado interno ..................................................... 2.378 2.106 2.146

Exportaciones.......................................................................... 698 707 676 Ventas internacionales y otras operaciones............................ 593 541 552

Total mercado internacional............................................ 1.291 1.248 1.228

Total volúmenes de ventas .............................................. 3.669 3.354 3.374

Compromisos de Entrega

Vendemos petróleo crudo en virtud de diversas obligaciones contractuales, principalmente a través de contratos de largo plazo y en el mercado al contado (“spot market”). Nuestros contratos en el mercado al contado especifican la entrega de cantidades fijas y determinables, sujeto a la negociación del precio con terceros entrega por entrega. En virtud de un contrato de suministro a largo plazo tenemos compromisos contractuales de entregar crudo por un total de aproximadamente 300 mil barriles/día en 2011, 200 mil barriles/día en 2012 y 200 mil barriles/día en 2013. Hemos cumplido con todos los compromisos contractuales de entrega y consideramos que nuestras reservas probadas locales son suficientes para poder continuar cumpliendo con la entrega de todos los volúmenes contratados. Estimamos que nuestros compromisos contractuales de entrega aumentarán durante los próximos nueve años a medida que incrementemos nuestra producción de petróleo crudo. Para 2011, aproximadamente el 55% de nuestra producción interna de petróleo crudo exportada se destinará a cumplir con nuestros compromisos contractuales de entrega a terceros.

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Importaciones y Exportaciones

Utilizamos las exportaciones e importaciones de crudo y de productos derivados del petróleo para equilibrar nuestra capacidad interna de producción y refinación con las necesidades del mercado y optimizar nuestros márgenes de refinación. El petróleo crudo que producimos en Brasil es en su mayoría pesado o intermedio e importamos volúmenes de crudo liviano para equilibrar los tipos de petróleo de nuestras refinerías, que fueron originalmente diseñadas para procesar crudo importado liviano, y exportamos crudo pesado que excede nuestras necesidades.

Importamos gas oil debido a la capacidad de producción insuficiente en nuestras refinerías de Brasil.

Exportamos fuel oil, del cual 65 mil barriles por día se exportaron como combustible bunker. Nuestras importaciones y exportaciones de otros productos, tales como gasolina, dependen de los niveles de demanda y los precios relativos en el mercado brasileño. El siguiente cuadro describe nuestras exportaciones e importaciones de petróleo crudo y productos derivados del petróleo en 2010, 2009 y 2008:

Exportaciones e Importaciones de petróleo crudo y productos derivados del petróleo, en miles de barriles por día

2010 2009 2008

Exportaciones (1) Petróleo Crudo .................................................................................................. 497 478 439 Fuel oil (incluyendo combustible bunker).......................................................... 153 150 152 Gasolina ............................................................................................................ 14 38 40 Otros.................................................................................................................. 33 39 42

Total exportaciones .................................................................................... 697 705 673

Importaciones Petróleo crudo................................................................................................... 316 396 373 Gas oil y otros destilados ................................................................................... 177 78 127 GLP .................................................................................................................... 58 45 40 Gasolina ............................................................................................................ 9 0 0 Nafta.................................................................................................................. 42 25 23 Otros.................................................................................................................. 13 3 7

Total importaciones............................................................................. 615 547 570

(1) Incluye ventas realizadas por PifCo a terceros no afiliados, incluyendo ventas de petróleo crudo y productos derivados del petróleo comprados internacionalmente.

Logística e Infraestructura

Operamos y somos propietarios de una extensa red de tuberías de crudo y de productos derivados de petróleo en Brasil que conectan nuestras terminales, refinerías y otros puntos de distribución primaria. Al 31 de diciembre de 2010, nuestras tuberías para el transporte de crudo y de productos derivados del petróleo en mar abierto y en tierra tenían una longitud total de 15.199 km (9.397 millas). Somos operadores de 28 terminales de almacenamiento marítimas y otras 20 playas de tanques con una capacidad nominal total de almacenamiento de 63 millones de barriles. Nuestras terminales marítimas operan un promedio de 10.422 buques por año. Estamos trabajando en asociación con otras empresas para desarrollar y extender las tuberías para el transporte de etanol y la red de logística de Brasil.

Hasta el año 1998 teníamos el monopolio de los oleoductos y gasoductos brasileños y del transporte de productos derivados del petróleo desde y hacia Brasil. La desregulación del sector petrolero de Brasil en dicho año estableció la libre competencia en la construcción y operación de tuberías y facultó a la ANP a autorizar a otras empresas que no fueran Petrobras a transportar crudo, gas natural y productos derivados del petróleo. De acuerdo con esta desregulación, transferimos nuestra red y flota de transporte y almacenamiento a una subsidiaria totalmente controlada, Petrobras Transporte S.A.—Transpetro, para que terceros pudieran acceder a nuestra capacidad excedente sin discriminación alguna. Tenemos acceso preferencial a la red de Transpetro en

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base a nuestros niveles históricos de utilización. En la práctica, esta red tiene un uso muy limitado por parte de terceros.

Operamos una flota de buques propios y contratados. Estos proporcionan servicios de transporte entre nuestras cuencas productoras en mar abierto en Brasil y el continente como así también transporte a otras partes de América del Sur y transporte internacional. La flota incluye buques de doble casco que operan internacionalmente donde se exige por ley, y buques de casco simple que operan en América del Sur y Africa exclusivamente. Estamos ampliando nuestra flota de buques propios con el fin de reemplazar los buques más viejos y disminuir nuestra dependencia de los buques contratados y la exposición a las tarifas por servicio de transporte atadas al dólar estadounidense, y responder a los crecientes volúmenes de producción. Las mejoras incluirán el reemplazo de los buques petroleros de casco simple por buques de doble casco y el reemplazo de buques que estén por alcanzar el fin de la vida útil de 25 años. Nuestra estrategia de largo plazo continúa focalizada en la flexibilidad de la que disponemos al operar una combinación de buques propios y contratados.

Proyectamos recibir 49 nuevos buques en 2015, que serán construidos en astilleros brasileños. Hemos firmado contratos con cinco astilleros en relación con 41 buques petroleros de gran envergadura, buques a combustible bunker y para transporte de GLP a ser entregados entre 2011 y 2015. Proyectamos firmar contratos en relación con otros ocho buques petroleros en 2011.

El siguiente cuadro describe nuestra flota operativa y los buques contratados al 31 de diciembre de 2010.

Buques propios y contratados en operación y sujetos a contratos de construcción al 31 de diciembre de 2010

En operación Sujetos a contratos de construcción

Cantidad

Capacidad Toneladas de Peso Muerto Cantidad

Capacidad Toneladas de Peso Muerto

Flota propia: Buques petroleros .................................................... 40 2.495.451 33 3.570.350 Buques para GLP ....................................................... 6 40.171 8 42.200 Remolcadores de apoyo y manejo de ancla (AHTS) ....................................................................... 1 2.163 0 0 Unidad de Flotación, Almacenamiento y Descarga (FSO) .......................................................... 1 28.903 0 0

Buque inactivo........................................................... 4 148.620 0 0

Total .......................................................................... 52 2.715.308 41 3.612.550

Buques contratados: Buques petroleros ..................................................... 214 21.841.155

Buques para GLP ....................................................... 25 515.568

Total ......................................................................... 239 22.356.723

Productos petroquímicos

Nuestras operaciones petroquímicas constituyen un mercado creciente para el petróleo crudo y otros

hidrocarburos que producimos, aumentan nuestro valor agregado y proporcionan fuentes locales para productos que de otra manera se importarían. Nuestra estrategia es aumentar la producción interna de productos petroquímicos básicos y realizar actividades de segunda generación y de biopolímeros a través de inversiones en compañías en Brasil y en el exterior, capturando sinergias dentro de todos nuestros negocios.

En el pasado, la industria petroquímica brasileña estaba fragmentada en un gran número de pequeñas empresas, muchas de las cuales no eran competitivas a nivel internacional y en consecuencia no eran buenos clientes para nuestros insumos petroquímicos. Mediante una serie de fusiones y una suscripción de capital finalizadas en 2010, participamos en la consolidación y reestructuración de la industria petroquímica brasileña

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creando la mayor compañía petroquímica de Brasil y uno de los más grandes productores de resina termoplástica de América, Braskem S.A. (Braskem). Braskem es una compañía que cotiza en bolsa en la cual somos titulares de una participación del 36,1%. Odebrecht S.A. (Odebrecht) es el accionista controlante, con una participación del 38,3%. Braskem opera 31 plantas petroquímicas, produce productos petroquímicos básicos y plásticos y lleva a cabo operaciones relacionadas de distribución y de procesamiento de desechos.

El siguiente cuadro describe las capacidades de producción primaria de Braskem al 31 de diciembre de 2010:

Braskem: Capacidad Nominal por Tipo de Producto Petroquímico

(en millones de toneladas

por año) Braskem

Etileno................................................................................................................... 3,77 Propileno .............................................................................................................. 1,59 Polietileno............................................................................................................. 3,06 Polipropileno ........................................................................................................ 2,88 PVC ....................................................................................................................... 0,51 Cumeno ................................................................................................................ 0,32

El 1º de abril de 2011, anunciamos la adquisición de Innova S.A. a Petrobras Energia International S.A., una subsidiaria totalmente controlada por Petrobras Argentina S.A., por un monto de U$S332 millones. Innova S.A. está ubicada en el Complejo Petroquímico Triunfo en el Estado de Rio Grande do Sul en el sur de Brasil. La adquisición permitirá concretar nuestros objetivos relacionados con el desarrollo del sector brasileño de productos petroquímicos y a la vez permitirá que Petrobras Argentina S.A. se concentre en actividades en Argentina.

Contamos con tres nuevos proyectos petroquímicos en proceso de construcción o en distintas etapas de ingeniería o diseño:

• Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro—Comperj: proyectamos desarrollar un complejo petroquímico que se integrará con la refinería Comperj para producir materiales para la industria del plástico;

• Complejo PetroquímicaSuape en Pernambuco: para producir ácido tereftálico purificado (PTA), resina de polietileno tereftalato (PET) y tejidos de filamentos de poliéster; y

• Companhia de Coque Calcinado de Petróleo—Coquepar: plantas de coque calcinado de petróleo en Rio de Janeiro y Paraná.

Distribución

Estadísticas Clave de Distribución

2010 2009 2008

(en millones de U$S) Distribución: Ingresos operativos netos................................................................ 37.308 29.672 30.892 Resultado de impuesto a las ganancias ...........................................................1.101 960 1.245 Total activo al 31 de diciembre................................................................ 7.529 6.127 4.775 Inversiones ................................................................................................ 482 369 309

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Somos el principal distribuidor de productos derivados del petróleo de Brasil. Operamos a

través de nuestra red minorista y nuestros propios canales mayoristas y somos proveedores de otros mayoristas y minoristas de combustible. Nuestro segmento de Distribución vende productos derivados del petróleo que son producidos principalmente por nuestro segmento de Refinación, Transporte y Comercialización y trabaja para ampliar el mercado interno para estos productos derivados del petróleo y para otros combustibles, incluyendo GLP, etanol y biodiesel.

El segmento de Distribución concentra su actividad en:

• Liderar el mercado en la distribución local de productos derivados del petróleo y biocombustibles, aumentando nuestra participación de mercado y la rentabilidad a través de una cadena de suministro integrada; y

• Llegar a ser la marca preferida de nuestros consumidores y al mismo tiempo apoyar y promover la responsabilidad social y ambiental.

Somos proveedores de y operamos Petrobras Distribuidora S.A.—BR, que representa el 38,8% del total del mercado de distribución mayorista y minorista de Brasil. BR distribuye productos derivados del petróleo, etanol y biodiesel, y gas natural para automotores a clientes minoristas, comerciales e industriales. En 2010, BR vendió el equivalente a 797,5 miles de barriles por día de productos derivados del petróleo y otros combustibles a clientes mayoristas y minoristas, de los cuales la mayor porción correspondió a gas oil (44,4%).

Al 31 de diciembre de 2010, nuestra red de estaciones de servicio que opera bajo la marca BR era la principal comercializadora minorista de Brasil, con 7.306 estaciones de servicio, o 19,2% de las estaciones de Brasil. Las estaciones de servicio BR propias y bajo franquicia representan el 30,9% de las ventas minoristas de gas oil, gasolina, etanol, gas natural para automotores y lubricantes de Brasil.

La mayoría de las estaciones de servicio BR opera bajo franquicias que utilizan la marca comercial BR bajo licencia y nos compran exclusivamente a nosotros; también suministramos a los franquiciados asistencia técnica, capacitación y publicidad. Somos propietarios de 767 estaciones de servicio BR y por ley debemos subcontratar a terceros la operación de estas estaciones propias. Consideramos que nuestra posición en términos de participación de mercado está respaldada por una fuerte imagen de la marca BR, la remodelación de las estaciones de servicio y la incorporación de centros de lubricación y minimercados.

La distribución mayorista de productos derivados del petróleo y biocombustibles bajo la marca BR a clientes comerciales e usuarios industriales representa el 56,1% del total del mercado mayorista brasileño. Nuestros clientes incluyen compañías de aviación, de transporte e industriales como así también empresas de servicios públicos y organismos gubernamentales.

Vendemos también productos derivados del petróleo producidos por nuestro segmento de Refinación, Transporte y Comercialización a otros minoristas y a mayoristas.

Nuestra compañía de distribución de GLP, Liquigas Distribuidora, tuvo una participación de mercado del 22,3% y ocupó el segundo puesto en ventas de GLP en Brasil en 2010, según la ANP.

Las ventas de productos derivados del petróleo en Brasil aumentó 9% en 2010 respecto de 2009. Este aumento se debió principalmente al crecimiento económico de Brasil y al correspondiente crecimiento de los ingresos familiares y del crédito al consumo.

Participamos en el sector minorista en otros países sudamericanos a través de nuestro segmento de negocio Internacional. Véase “Internacional.”

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Gas y Energía

Estadísticas Clave de Gas y Energía

2010 2009 2008

(en millones de U$S) Gas y Energía: Ingresos operativos netos ................................................................................................ 8.507 5.966 9.345 Resultado (Pérdida) antes de impuesto a las ganancias................................... 1.014 496 (443) Total activo al 31 de diciembre ........................................................................ 29.907 25.361 15.348 Inversiones 4.099 5.116 4.256

Durante más de dos décadas hemos trabajado activamente para desarrollar en forma

simultánea las reservas, la producción, la infraestructura y los mercados de gas natural de Brasil. Como resultado de los trabajos realizados, el gas natural abasteció el 8,7% del total de las necesidades de energía de Brasil en 2009 en comparación con el 3,7% en 1998 y se proyecta que en 2020 abastecerá el 14,2% del total de las necesidades de energía de Brasil, de acuerdo con Empresa de Pesquisa Energética, dependiente del MME.

En 2010, nuestras operaciones de Exploración y Producción produjeron 63,3 millones de metros cúbicos por día (2.235,44 millones de pies cúbicos por día) de gas natural. Se estima que los planes de desarrollo de estas operaciones originarán un aumento substancial de la producción de gas de las Cuencas Espírito Santo y Santos en mar abierto, incluyendo los reservorios anteriores al estrato de sal. Estimamos que la producción de gas local jugará un papel cada vez más importante en el mix de oferta pero continuaremos importando gas de Bolivia y utilizando las importaciones de GNL selectivamente a fin de complementar el suministro, particularmente para satisfacer picos de demanda del sector energético.

Nuestro segmento de Gas y Energía es el encargado de monetizar y entregar el gas producido por nuestro segmento de Exploración y Producción, y gas comprado a otras fuentes, incluyendo GNL importado. El segmento comprende el transporte y la distribución de gas, la regasificación de GNL, la producción de fertilizantes nitrogenados, la generación eléctrica a gas, y la generación eléctrica a partir de fuentes renovables, incluyendo la energía solar, eólica e hidroeléctrica a pequeña escala.

Los objetivos primarios de nuestro segmento de Gas y Energía son:

• Agregar valor mediante la monetización de las reservas de gas natural asociado y no asociado de Petrobras;

• Garantizar la flexibilidad y confiabilidad de la comercialización de gas natural;

• Expandir el uso de GNL con el fin de satisfacer la demanda brasileña y diversificar nuestra oferta de gas natural;

• Optimizar nuestra cartera de plantas de energía termoeléctrica y complementarla con generación eléctrica a partir de fuentes renovables; y

• Crear un medio adicional flexible para monetizar nuestros recursos de gas natural invirtiendo en capacidad para producir fertilizantes nitrogenados.

Gas Natural

A partir de un programa de desarrollo de infraestructura de varios años, con inversiones de aproximadamente U$S13.330 millones (R$26.980 millones) durante los últimos cinco años, hemos construido un sistema integrado centrado en dos redes de tuberías principales interconectadas que nos permite entregar gas natural desde nuestros principales yacimientos productores de gas natural en mar abierto en las cuencas Espírito Santo y Campos, como así también desde dos terminales de GNL y una

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conexión de gasoducto con Bolivia.

Nuestros gasoductos tienen una extensión de 9.239 km (5.741,2 millas), incluyendo:

• Malha Sudeste (Sistema Sudeste) (2.273,7 km/1.412,8 millas), que abastece la región más industrializada de Brasil, incluyendo Rio de Janeiro y São Paulo;

• Malha Nordeste (Sistema Noreste) (2.183,4 km/1.356,7 millas);

• Gasene (Gasoducto de Interconexión Sudeste Noreste) (1.387 km/861,8 millas);

• La parte brasileña de 2.593 km (1.611,2 millas) del gasoducto Bolivia-Brasil en el sudeste de Brasil; y

• El gasoducto Urucu-Coari-Manaus (802,5 km/498,7 millas) y ramales, que conecta la cuenca Solimões con Manaus y otras ciudades del norte.

En 2010, invertimos U$S3.410 millones en nuestro sistema de gasoductos, concluimos el interconector Gasene, y ampliamos unos 1.696 km (1.054 millas) nuestro sistema total respecto de 2009. Los siguientes gasoductos comenzaron a operar en 2010:

Gasoductos que iniciaron operaciones en 2010

Denominación Ruta Longitud (km/millas) Capacidad

Gascac..............................................Cacimbas-Catu (completa Gasene) 954 km (593 millas) hasta 20 mmm³/d (706,3 mmcf/d)

Gasduc III .........................................Cabiúnas-Reduc 181 km (112,5 millas) 40 mmm3/d (1.412 mmcf/d)

Gasbel II ...........................................Volta Redonda - Queluzito 268,9 km (167 millas) hasta 5 mmm³/d (176,6 mmcf/d)

Paulínia-Jacutinga ............................Paulínia-Jacutinga 93 km (58 millas) hasta 5 mmm3/d (176,6 mmcf/d)

Pilar-Ipojuca................................Pilar-Ipojuca 189,1 km (117,5 millas) hasta 15 mmm³/d (529,7 mmcf/d)

GASCAV-UTG Sul Capixaba...............Cabiúnas – UTG 10 km (6,2 millas) 2 mmm³/d (70,63 mmcf/d)

En 2011, proyectamos invertir U$S1.500 millones adicionales para incrementar la capacidad de nuestro sistema de transporte de gas.

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El siguiente mapa indica los gasoductos existentes y los gasoductos en construcción de Petrobras.

Somos propietarios de y operamos dos terminales de GNL, una en Rio de Janeiro con una capacidad de producción de 20 millones de metros cúbicos por día (706 millones de pies cúbicos por día), y la otra en Pecém (Ceará) en la región nordeste de Brasil con una capacidad de producción de 7 millones de metros cúbicos por día (247 millones de pies cúbicos por día). Las terminales cuentan con el soporte de dos buques de regasificación de GNL con una capacidad de 14 millones de metros cúbicos por día (494 millones de pies cúbicos por día) y 7 millones de metros cúbicos por día (247 millones de pies cúbicos por día). Estas terminales y los buques de regasificación nos dan flexibilidad para importar gas con el fin de complementar la oferta local de gas natural. En 2010 adquirimos 41 embarques de GNL, 36 de las cuales se importaron a Brasil y 5 se vendieron en mercados internacionales. Además, proyectamos construir una tercera terminal de GNL en el estado de Bahia, cuya construcción comenzará en 2012 y cuya finalización está prevista para 2013.

Somos titulares de participaciones que oscilan entre el 24% y el 100% en 20 de las 27 compañías locales de distribución de gas de Brasil. En el Estado de Espírito Santo somos titulares de derechos exclusivos para la distribución de gas natural a través de nuestra subsidiaria BR. Estimamos que éramos titulares de un 23% de la participación accionaria neta en los 49 millones de metros cúbicos por día combinados (1.730 millones de pies cúbicos por día) de gas natural distribuido por las compañías locales de distribución de Brasil en 2010.

De acuerdo con nuestras estimaciones, las dos compañías en las que tenemos participaciones más significativas, CEG Rio y Bahiagás, ocupan el tercer y cuarto lugar entre las principales compañías de distribución de gas de Brasil. Estas compañías, junto con los distribuidores independientes Comgás y CEG, abastecen el 64% del mercado brasileño.

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Compañías de distribución de gas natural en las que tenemos las participaciones más significativas

Razón Social Estado

% de Participación del

Grupo

Ventas de gas promedio en 2010

(millones de metros cúbicos por día) Clientes

CEG RIO............................................ Rio de Janeiro 37,41 6.075 24.506 BAHIAGAS ........................................ Bahia 41,50 3.677 5.719 GASMIG ........................................... Minas Gerais 40,00 2.635 292 COPERGÁS........................................ Pernambuco 41,50 2.342 3.415

El siguiente cuadro indica las fuentes de nuestro suministro de gas natural, nuestras ventas y consumo interno de gas natural, y los ingresos en nuestras operaciones locales de distribución de gas correspondientes a los últimos tres ejercicios.

Suministro y Ventas de Gas Natural en Brasil, mmm3/d

2010 2009 2008

Fuentes de suministro de gas natural Producción local............................................................................................ 28,6 23,0 30,3 Importado de Bolivia..................................................................................... 27,1 22,4 30,4 GNL ............................................................................................................... 7,6 0,7 0,0

Total suministro de gas natural ................................................................ 63,3 46,1 60,7

Ventas de gas natural Ventas a compañías de distribución de gas locales (1) ................................ 37,2 32,4 36,8 Ventas a centrales de generación eléctrica a gas.......................................... 12,2 4,1 12,8

Total ventas de gas natural ............................................................................... 49,4 36,5 49,6

Consumo interno (refinerías, plantas de fertilizantes y centrales de generación eléctrica a gas) (2)...........................................................................

13,9 9,6 11,1

Ingresos (en miles de millones de U$S)(3) ........................................................ 4,7 3,5 5,1 ___________________________ (1) Incluye ventas a compañías de distribución de gas locales en las cuales poseemos una participación accionaria. (2) Incluye gas utilizado en el sistema de transporte. (3) Excluye consumo interno.

El consumo de gas natural en Brasil por parte de clientes industriales, comerciales y minoristas aumentó 15% en 2010 respecto de 2009. Este aumento se debió principalmente al crecimiento económico de Brasil y a precios más competitivos del gas natural vendido a través de subastas de corto plazo. El consumo de gas natural en la industria de generación de energía aumentó 198% de 2009 a 2010 debido a una menor cantidad de precipitaciones y una mayor producción industrial. El consumo de gas natural por las refinerías y las plantas de fertilizantes aumentó 20%.

Compromisos a Largo Plazo relacionados con el Gas Natural

Cuando comenzamos a invertir en el gasoducto Bolivia-Brasil en 1996 celebramos contratos a largo plazo con tres compañías:

• Contrato de Suministro de Gas (CSG) con la empresa estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la compra de volúmenes mínimos específicos de gas natural a precios vinculados con el precio internacional del fuel oil hasta 2019. Después de dicha fecha, el acuerdo puede prorrogarse hasta la entrega de la totalidad del volumen contratado. El 18 de diciembre de 2009, Petrobras e YPFB firmaron la cuarta reforma al CSG que establece la realización de pagos adicionales a YPFB correspondientes a líquidos contenidos en el gas natural adquirido por Petrobras a través del CSG, por montos que oscilan entre U$S100 millones y U$S180 millones por año, retroactivo a mayo de 2007. A febrero de 2010, Petrobras ha pagado todas las obligaciones adeudadas correspondientes a 2007. Se realizarán pagos adicionales correspondientes a ejercicios subsiguientes una vez que YPFB cumpla las condiciones suspensivas establecidas en la reforma;

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• Contrato de Transporte en Firme (Ship-or-Pay) con Gás Transboliviano (GTB), propietaria y operadora del tramo boliviano del gasoducto para transportar volúmenes mínimos específicos de gas natural hasta 2019; y

• Contrato de Transporte en Firme (Ship-or-Pay) con Transportadora Brasileira Gasoduto Bolivia-Brasil (TBG), propietaria y operadora del tramo brasileño del gasoducto para transportar volúmenes mínimos específicos de gas natural hasta 2019.

El volumen comprometido en virtud de los contratos de transporte en firme en general se estableció de manera tal de coincidir con nuestras obligaciones de compra en virtud del CSG. Los siguientes cuadros indican nuestros compromisos contractuales en virtud de estos contratos correspondientes al período de cinco años comprendido entre 2011 y 2015.

Compromisos de Compra y Transporte de Gas Natural en relación con el Gasoducto Bolivia-Brasil

2011 2012 2013 2014 2015

Compromisos de compra con YPFB Volumen comprometido (millones de metros cúbicos por día) (1) ...................................................................................

24,06 24,06 24,06 24,06 24,06

Volumen comprometido (millones de pies cúbicos por día) (1) ...................................................................................

850,00 850,00 850,00 850,00 850,00

Proyección del crudo Brent (U$S) (2) ................................ 72,00 77,40 82,90 82,30 81,30 Pagos estimados (millones de U$S) (3) ................................1.899,65 1.874,02 2.007,05 2.073,52 2.049,25 Contrato de Transporte en Firme (Ship-or-pay) con GTB

Volumen comprometido (millones de metros cúbicos por día)................................................................

30,00 30,00 30,00 30,00 30,00

Volumen comprometido (millones de pies cúbicos por día).........................................................................................

1.059,00 1.059,00 1.059,00 1.059,00 1.059,00

Pagos estimados (millones de U$S) (5) ................................137,10 137,78 138,46 139,14 139,82 Contrato de Transporte en firme (Ship-or-pay) con TBG

Volumen comprometido (millones de metros cúbicos por día) (4)................................................................

35,28 35,28 35,28 35,28 35,28

Volumen comprometido (millones de pies cúbicos por día).........................................................................................

1.246,09 1.246,09 1.246,09 1.246,09 1.246,09

Pagos estimados (millones de U$S) (5) ................................498,15 501,32 510,42 526,34 526,87

(1) 25,3% del volumen contratado suministrado por Petrobras Bolivia. (2) Proyección del precio del crudo Brent en base a nuestro Plan Estratégico 2020. (3) Los pagos estimados se calculan utilizando los precios de gas previstos para cada ejercicio en base a nuestras

proyecciones del precio del crudo Brent. Los precios del gas podrían ajustarse en el futuro en base a lo establecido en el

contrato y los volúmenes de gas natural comprados por Petrobras podrían variar anualmente. (4) Incluye contratos de transporte en firme (ship-or-pay) relacionados con el aumento de la capacidad de TBG. (5) Montos calculados tomando como base los precios corrientes definidos en los contratos de transporte de gas natural.

Contratos de Venta de Gas

Durante los últimos años, hemos incorporado una variedad de contratos de suministro con el fin de crear flexibilidad para ajustar la demanda de los clientes a nuestras capacidades de suministro de gas. Estos incluyen contratos de suministro de gas flexible, interrumpible y preferencial como así también mecanismos de subastas para los contratos a corto plazo. En 2010, incorporamos subastas electrónicas semanales ofreciendo volúmenes de gas natural a corto plazo que se habían reservado para centrales de generación eléctrica a gas, pero que no fueron entregados.

El siguiente cuadro describe nuestros compromisos futuros de suministro de gas desde 2011 hasta 2015, incluyendo ventas a compañías locales de distribución de gas y centrales de generación eléctrica a gas.

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Compromisos Futuros en virtud de Contratos de Venta de Gas Natural, en millones de metros cúbicos por día

2011 2012 2013 2014 2015

A compañías locales de distribución de gas: Partes relacionadas (1).................................................................... 17,40 18,90 19,71 20,13 20,23 Terceros .......................................................................................... 18,05 18,04 17,75 17,65 17,80 A centrales de generación eléctrica a gas: Partes relacionadas (1).................................................................... 4,23 4,41 3,44 3,45 3,46 Terceros .......................................................................................... 5,02 6,52 8,28 9,78 9,87

Total (2)........................................................................................... 44,70 47,87 49,17 51,01 51,36

Ingresos estimados por contrato (miles de millones de U$S) (3)(4) ...............................................................................................

5,7 6,1 6,2 6,3 6,4

(1) A los fines de este cuadro, “partes relacionadas” incluye todas las compañías locales de distribución de gas y las centrales de generación eléctrica en las que poseemos una participación accionaria y “terceros” se refiere a aquellas compañías en las que no poseemos participación accionaria.

(2) Los volúmenes estimados se basan en acuerdos “take or pay” en nuestros contratos, volúmenes estimados y contratos en proceso de negociación (incluyendo renovaciones de contratos existentes) y no en ventas máximas. (3) Las cifras indican ingresos neto de impuestos. Las estimaciones se basan en ventas externas y no incluyen consumo

interno o transferencias. (4) Los precios podrían ser ajustados en el futuro y los montos reales podrían variar.

Compromisos a Corto Plazo Relacionados con el Gas Natural

En 2009 hemos contribuido al desarrollo de un mercado a corto plazo para las ventas de gas natural concentrándonos en el mercado industrial como una alternativa del mercado de generación eléctrica cuando las centrales no están operando. Las ventas en virtud de estos contratos a corto plazo se implementaron mediante un sistema de subastas electrónicas a través de Internet. Estas subastas comercializaron volúmenes de gas natural reservados para pero no utilizados por los distribuidores de gas locales y nos permitieron ofrecer a los usuarios finales precios más competitivos. En promedio, se vendieron 4,4 millones de metros cúbicos por día de gas natural en virtud de estos contratos a corto plazo en 2009, alcanzando un volumen de 7,8 millones de metros cúbicos por día en 2010. En la última subasta se obtuvo un récord de ventas de 9,4 millones de metros cúbicos por día para un período de entrega de cuatro meses.

En abril de 2010, implementamos un nuevo método de venta de gas natural a corto plazo. Semanalmente ofrecemos vender al mercado no termoeléctrico volúmenes de gas natural que originalmente se habían reservado para las centrales de generación a gas pero que no entregados. En virtud de este método, las ventas semanales comienzan con pedidos por parte de compañías de distribución a ser entregados dentro del período de cuatro semanas subsiguiente. Dependiendo de la disponibilidad y el costo del gas natural durante dicho período, tenemos la opción de aceptar o rechazar los pedidos. Este nuevo método nos permitió vender un promedio de 300.000 metros cúbicos por día de gas natural, con un récord de ventas de 1,6 millones de metros cúbicos en mayo de 2010.

Fertilizantes

Estamos expandiendo la producción de fertilizantes nitrogenados con el fin de satisfacer las crecientes necesidades de la agricultura brasileña, sustituir importaciones, y ampliar el mercado para el gas natural. El 1º de enero de 2010 transferimos nuestro negocio de fertilizantes del segmento de Refinación, Transporte y Comercialización al segmento de Gas y Energía con el fin de lograr un mejor aprovechamiento de las sinergias de los negocios.

Nuestras plantas de fertilizantes en Bahia y Sergipe producen amoníaco y urea para el mercado brasileño. En 2010, estas plantas vendieron 235.739 toneladas de amoníaco y 772.059 toneladas de urea. Actualmente estamos construyendo una planta con una capacidad de producción de 200.000 metros cúbicos por año de ARLA 32, una solución de urea acuosa al 32,5%. Estamos también realizando estudios de factibilidad en relación con hasta otras cuatro plantas de fertilizantes.

Energía

Para avanzar con nuestro objetivo de desarrollar la demanda de gas natural en Brasil, hemos invertido en centrales eléctricas y el sistema asociado de contratos de suministro de gas. Estas centrales

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están diseñadas para complementar la energía proveniente de las centrales hidroeléctricas que abastecen un promedio del 90% de las necesidades de energía eléctrica del país en un determinado año. La energía a gas es particularmente necesaria durante épocas de picos de demanda, elevado crecimiento económico y sequía.

Tenemos participación en 25 centrales de generación termoeléctrica con una capacidad instalada combinada de 5.771 MW al cierre del ejercicio 2010, equivalente al 64% del total de la capacidad termoeléctrica de Brasil. De este total, 5.372 MW correspondieron a capacidad instalada en las centrales termoeléctricas bajo nuestro control y 99% (5.340 MW) correspondió a capacidad con alimentación a gas. Conforme al régimen de precios de la energía vigente en Brasil, sólo podemos vender capacidad de generación eléctrica que esté certificada por el MME. Al cierre del ejercicio 2010, el MME certificó 3.619 MWavg de capacidad comercial, o 67% de la capacidad instalada controlada por Petrobras, debido a restricciones en el suministro de gas.

En 2010, el sistema hidroeléctrico brasileño generó 48.270 MWavg de electricidad u 89% de las necesidades del país. El Sistema Interligado Nacional—SIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional) tuvo que complementar esta energía con la generación de un promedio de 5.943 MW, de los cuales generamos un promedio de 1.837 MW de electricidad en 2010, en comparación con 525 MW en 2009.

También exportamos energía a países vecinos. En 2010, exportamos 110,2 MWavg a Argentina y Uruguay.

Compromisos en relación con la Futura Capacidad de Generación y Ventas de Electricidad

Conforme a un acuerdo celebrado con la ANEEL en 2007, nos hemos comprometido a incrementar nuestra capacidad de suministro de energía a la red aumentando el suministro de gas natural, incluido GNL, convirtiendo algunas centrales existentes a operación con combustible dual y arrendando centrales con alimentación a petróleo como reserva. En 2011 nos comprometimos a suministrar hasta 5.609 MW de capacidad instalada y proyectamos contar con un promedio de 3.669 MW de capacidad certificada disponible para la venta, excluidos nuestros propios requerimientos de energía.

El siguiente cuadro indica la capacidad instalada y la capacidad comercial de las centrales termoeléctricas bajo nuestro control correspondientes al período 2010-2013, en virtud del acuerdo con la ANEEL:

Capacidad Instalada de Electricidad y Utilización

2010 2011 2012 (2) 2013

Capacidad instalada bruta (MW) ................................ 5.372 5.609 5.205 5.205 Capacidad comercial certificada (1) (MWavg) .............................3.619 3.669 3.353 3.462

(1) Promedio ponderado de capacidad comercial certificada para el ejercicio. (2) Nuestra capacidad instalada y comercial se reducirá en 2012 debido a la extinción del arrendamiento de la central

termoeléctrica Araucaria.

En 2010, invertimos U$S358,2 millones (R$630,8 millones) en generación termoeléctrica.

Vendemos nuestra producción de energía en virtud de contratos de largo plazo de “disponibilidad standby”, y contratos bilaterales de largo plazo, principalmente con distribuidoras eléctricas. Del total de 3.579 MWavg de electricidad disponible para la venta en 2012 (incluyendo la capacidad comercial certificada de nuestras centrales y 226 MWavg de energía comprada a terceros), aproximadamente el 45% ya fue vendido como disponibilidad standby en las subastas de 2005 y 2006, y aproximadamente el 55% se ha comprometido en virtud de contratos bilaterales. Tenemos también la opción de cumplir con los compromisos contractuales comprando energía a terceros.

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El siguiente cuadro resume nuestros compromisos en virtud de contratos de disponibilidad standby y contratos bilaterales, la energía comprada a terceros y la energía que proyectamos estará disponible para la venta.

Energía Disponible para la Venta y Compromisos

2009 2010 2011 2012 2013

(MWavg) Total disponible para la venta:

Capacidad comercial (MW) (1) ................................2.811 3.619 3.669 3.353 3.462 Comprada a terceros ................................ 329 234 202 226 200

Compromisos: Subastas de disponibilidad standby ................................................................821 1.391 1.596 1.596 1.596 Contratos bilaterales ................................ 2.103 2.442 2.214 1.983 1.587

Remanente disponible para la venta (1)(2)................................................................216 20 61 0 479

(1) Proyecciones basadas en la capacidad existente y el suministro de gas proyectado. (2) Representa la capacidad comercial remanente disponible para la venta a partir de 2011.

En las subastas de 2005 y 2006 vendimos disponibilidad standby por 1.391 y 205 MWavg, respectivamente, conforme a contratos con plazos de 15 años a partir de 2008 hasta 2011. En virtud de estos contratos, percibiremos un monto fijo ya sea que generemos o no energía, y un monto adicional por la energía efectivamente generada a un precio fijado en la fecha de la subasta revisado anualmente en base a una canasta de fuel oil ajustada por inflación. Ello representó la mayor parte de nuestra capacidad elegible para ser vendida a través del sistema de subastas. Desde 2008 se nos ha remunerado la disponibilidad standby de las subastas de 2005 y 2006, y la remuneración de la capacidad se incrementa hasta 2011, momento en el que se estabiliza. Estos contratos generan pérdida cuando nuestros costos reales de generación de energía se incrementan y nuestros precios no aumentan de la misma forma.

En virtud de contratos bilaterales tenemos comprometidos 2.275 MWavg en 2011, 1.983 MWavg en 2012 y 2.066 MWavg en 2013. Los contratos se extinguirán en forma gradual y el último se extinguirá en 2028. A medida que los contratos bilaterales se extingan venderemos nuestra capacidad de generación certificada remanente en virtud de contratos bilaterales de corto y mediano plazo y subastas realizadas por nosotros y por el MME.

Energía Renovable

Hemos invertido, en forma independiente y en asociación con otras empresas, en fuentes de generación de energía renovable en Brasil, incluyendo centrales de generación de energía eólica y pequeñas centrales hidroeléctricas. Nuestra participación neta es equivalente a 316,5 MW de capacidad hidroeléctrica y 105,8 MW de capacidad eólica. Nosotros y nuestros socios vendemos energía de estas plantas directamente al gobierno federal de Brasil a través de subastas de “energía de reserva”.

Internacional

Estadísticas Internacionales Clave

2010 2009 2008

(en millones de U$S) Internacional: Ingresos operativos netos .................................................................. 13.463 10.197 10.940 Resultado (Pérdida) antes de impuesto a las ganancias..................... 1.076 232 (605) Total activo al 31 de diciembre .......................................................... 16.170 14.914 13.439 Inversiones ......................................................................................... 2.167 2.111 2.908

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Contamos con operaciones en más de 20 países del exterior que abarcan todas las fases del negocio energético. El principal objetivo de nuestras operaciones internacionales es:

• Utilizar nuestra experiencia técnica en exploración y producción en aguas profundas para participar en regiones en mar abierto con alto potencial y de frontera; e

• Integrar las operaciones internacionales de downstream en forma alineada con nuestras actividades locales.

Actividades Internacionales de Exploración y Producción (Upstream)

La mayoría de nuestras actividades internacionales se concentra en la exploración y producción de petróleo y gas. Contamos con operaciones en América Latina desde hace mucho tiempo. En el Golfo de México y Africa Occidental nos concentramos en oportunidades para capitalizar la experiencia técnica en aguas profundas que hemos desarrollado en Brasil. Estamos desarrollando trabajos preliminares de exploración en otras regiones.

En 2010, nuestra producción neta en el exterior alcanzó un promedio de 146 mil barriles por día de petróleo crudo y LGN y 16 millones de metros cúbicos por día (566 millones de pies cúbicos por día) de gas natural, representando un 10% del total de nuestra producción en barriles de petróleo equivalente.

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El siguiente cuadro indica nuestros principales proyectos de exploración y producción en desarrollo en todo el mundo. A continuación del cuadro se suministra información adicional en relación con algunos de estos proyectos y nuestras actividades de exploración y producción.

Principales Activos Internacionales de E&P en Desarrollo

Países Principales Proyectos en

Desarrollo Fase Operado por Participación de

Petrobras (%)

América del Sur

1 Argentina (1) Sierra Chata Parva Negra El Tordillo

La Tapera-Puesto Quiroga 25 de Mayo –Medanito

Puesto Hernandés

Producción Exploración Producción Producción Producción Producción

Petrobras Petrobras

Socio Socio

Petrobras Petrobras

46 100 36 36

100 38

2 Bolivia San Alberto

San Antonio Ingre Itaú

Producción Producción Exploración Exploración

Petrobras Petrobras

Socio Petrobras

35 (2) 35 (2)

100 (2) 30 (2)

3 Colombia Balay 1

Tayrona Cebucan

Villarica Norte

Exploración Exploración Exploración Exploración

Petrobras Petrobras Petrobras Petrobras

45 40 50 50

4 Perú Lote 10 Lote 57 Lote 58

Producción Exploración Exploración

Petrobras Socio

Petrobras

100 45,16 100

5 Uruguay Bloque 3 Bloque 4

Exploración Exploración

Socio Petrobras

40 40

6 Venezuela Oritupano-Leona Acema

La Concepción Mata

Producción Producción Producción Producción

Socio Socio Socio Socio

40 (3) 40 (3) 40 (3) 40 (3)

América del Norte

7 México Cuervito Fronterizo

Producción Producción

Petrobras Petrobras

45 (4) 45 (4)

8 Estados Unidos Cascade Chinook

Coulumb (MC-613) Cottonwood

St. Malo Tiber

Stones Big Bend

Latigo Logan

Desarrollo Desarrollo Producción Producción Desarrollo Desarrollo Desarrollo

Exploración Exploración Exploración

Petrobras Petrobras

Socio Petrobras

Socio Socio Socio

Petrobras Socio Socio

100 66,67 33,33 100 25 20 25 50 50 35

Africa

9 Angola Bloque 2 Bloque 6

Bloque 15 Bloque 18 Bloque 26 Bloque 34

Producción Exploración Exploración Exploración Exploración Exploración

Socio Petrobras

Socio Petrobras Petrobras

Socio

28 40 5

30 80 30

10 Namibia 2714A Exploración Socio 50

63

Principales Activos Internacionales de E&P en Desarrollo

Países Principales Proyectos en

Desarrollo Fase Operado por Participación de

Petrobras (%)

11 Nigeria Akpo Agbami Egina

Egina Sur Preowei OPL 315

Producción Producción Desarrollo

Exploración Exploración Exploración

Socio Socio Socio Socio Socio

Petrobras

20 13 20 20 20 45

12 Tanzania Bloque 5 Bloque 6

Exploración Exploración

Petrobras Petrobras

100 100

Europa

13 Portugal Camarão Mexilhão

Exploración Exploración

Petrobras Petrobras

50 50

Asia

14 India Cauvery

Exploración

Socio 25

Oceanía

15 Australia North Carnarvon Exploración Socio 50

16 Nueva Zelanda Bloque 52707 Exploración Petrobras 100

(1) Desarrollamos la mayoría de los proyectos de exploración y producción en Argentina a través de nuestra participación indirecta del 67,2% en PESA.

(2) Contrato de producción compartida en virtud del cual los gastos de Petrobras son reembolsados sólo si se realizan descubrimientos de petróleo económicamente viables como resultado de las actividades de exploración.

(3) Joint venture a través de PESA. (4) Contrato de servicios sin riesgo, en virtud del cual los gastos de Petrobras son reembolsados independientemente de si

se realizan descubrimientos de petróleo económicamente viables como resultado de las actividades de exploración.

Durante 2010, nuestras inversiones correspondientes a las actividades internacionales de

exploración y producción totalizaron U$S1.900 millones, representando el 8,3% del total de nuestra inversión en exploración y producción.

América del Sur

Contamos con operaciones en Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, Venezuela y Uruguay. En 2010 nuestra producción neta promedio en América del Sur (excluyendo Brasil) fue de 180.6 miles de barriles de petróleo equivalente por día, o 75% de nuestra producción internacional. Las reservas en la región representan el 75% de nuestras reservas internacionales. Nuestras operaciones de producción de gas natural más significativas fuera de Brasil se encuentran ubicadas en Argentina y Bolivia, donde nuestra producción alcanzó un promedio de 15,2 millones de metros cúbicos por día (536.8 millones de pies cúbicos por día) de gas natural en 2010, o 95% de nuestra producción internacional. Argentina y Bolivia en su conjunto representaron el 35% de nuestra producción mundial de gas natural en 2010.

La región en la que contamos con mayor cantidad de operaciones fuera de Brasil es Argentina. Allí operamos básicamente a través de nuestra participación del 67,2% en Petrobras Energía S.A. (PESA). Nuestra principal producción de petróleo se concentra en los yacimientos Medanito, El Tordillo y Puesto Hernández y nuestra principal producción de gas se concentra en los yacimientos Santa Cruz y Sierra Chata en la provincia de Neuquén. También somos titulares de participaciones directas e indirectas del 52,6% en Petrolera Entre Lomas S.A. (PELSA), cuya principal producción de petróleo se encuentra en Entre Lomas.

En Bolivia, nuestra producción proviene principalmente de los yacimientos San Alberto y San Antonio. Luego de la nacionalización de hidrocarburos decretada por el gobierno de Bolivia el 1º de mayo de 2006, hemos celebrado nuevos contratos de producción compartida en virtud de los cuales

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continuamos operando los yacimientos pero se nos exige realizar todas las ventas de hidrocarburos a través de YPFB con el derecho de recuperar nuestros costos y participar en las ganancias. El 25 de enero de 2009, Bolivia adoptó una nueva constitución que prohíbe la propiedad privada de los recursos de petróleo y gas del país. Como resultado, no pudimos incluir ninguna de nuestras reservas probadas en Bolivia en nuestras reservas probadas al cierre del ejercicio 2010. Continuamos informando la producción que proviene de nuestras operaciones en Bolivia en virtud de los contratos vigentes en dicho país. En enero de 2011, el gobierno boliviano aprobó el acuerdo entre Petrobras Bolivia S.A. y Total E&P Bolivie S.A. en virtud del cual hemos adquirido una participación del 30% en el yacimiento de gas Itaú y asumimos el control de las operaciones del mismo.

En Colombia, en enero de 2010 negociamos un acuerdo de cesión de participación (farm-out) en el Bloque Balay, en el cual somos titulares de una participación del 45%, para transferir el 15% de nuestra participación a Petroamerica Oil Corporation y el 10% de nuestra participación a Sorgenia E&P Colombia B.V. En marzo de 2010 anunciamos descubrimientos en el Bloque Balay en el cual se confirmó la presencia de petróleo de aproximadamente 28° API en base a pruebas en curso. Nuestra cartera también incluye otros contratos de exploración y producción en tierra.

En Venezuela, contamos con operaciones a través de cuatro joint ventures con subsidiarias de Petroleos de Venezuela S.A. (PDVSA), que son titulares de derechos de exploración y producción y en las cuales somos titulares de participaciones minoritarias. PDVSA es el accionista mayoritario y el operador.

En Perú, anunciamos descubrimientos de gas natural en el Lote 58, ubicado en el Departamento de Cuzco, respecto de los cuales se están realizando evaluaciones comerciales. Somos el único operador del Lote 58. Nuestros principales activos en el país son derechos de exploración y producción en el Bloque 10 en el norte de Perú. En 2010, los volúmenes contabilizados por el Proyecto de Gas Kinteroni, en el Lote 57, representaron un aumento de 65,1 millones de barriles de petróleo equivalente de las reservas de la Compañía en el país.

En 2010, decidimos discontinuar las operaciones en Ecuador como consecuencia de las modificaciones de las leyes y reglamentaciones de dicho país.

América del Norte

En los Estados Unidos, nuestras actividades se concentran en yacimientos en aguas profundas en el Golfo de México. Al 31 de diciembre de 2010 éramos titulares de participaciones en 189 bloques en mar abierto, de los cuales operamos 125. En enero de 2010, adquirimos el 50% restante de participación en el yacimiento Cascade. En 2011, proyectamos comenzar la producción en los yacimientos Cascade y Chinook donde implementaremos nuevas tecnologías y nos convertiremos en la primer operación en el Golfo de México en utilizar una unidad FPSO.

Nuestras actividades de exploración en los Estados Unidos se redujeron en 2010 debido a una moratoria impuesta por el gobierno de los Estados Unidos luego del derrame de petróleo en el Golfo.

Desde 2003 tenemos contratos de servicios sin riesgo en relación con los bloques Cuervito y Fronterizo en la Cuenca Burgos de México. En virtud de estos contratos de servicios, percibimos honorarios por nuestros servicios, pero todos los pozos productivos y la producción se transfieren a la compañía petrolera nacional mexicana Petróleos Mexicanos (Pemex). Tenemos también com Pemex otros contratos a fin de compartir experiencia técnica en relación con las actividades en aguas profundas.

Europa

En virtud de un acuerdo de estudio conjunto con Petrogal (Galp) y Partex, adquirimos y analizamos datos sísmicos relacionados con la Cuenca Peniche en mar abierto en Portugal.

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Africa

En Angola, hemos anunciado descubrimientos en aguas profundas en el Bloque 15 en el cual tenemos una participación del 5%. En 2010, la producción neta del Bloque 2 (el cual no operamos) fue de 1.9 miles de barriles de petróleo equivalente por día.

En Nigeria, nuestra producción neta es de 54,6 miles de barriles de petróleo equivalente por día en los yacimientos Agbami y Akpo y en 2010 incrementamos la producción en dichos yacimientos. El yacimiento Egina se encuentra en etapa de desarrollo mientras que en los yacimientos Preowei y Egina Sur se están llevando a cabo actividades de evaluación.

En Namibia, continuamos evaluando el potencial del Bloque 2714A antes de decidir si perforar un pozo exploratorio. Este Bloque está ubicado en mar abierto al Sur de Namibia y abarca una superficie de aproximadamente 5.500 km

2 (1,4 millones de acres) en profundidades de 150 a 1.500 metros (492 a

4.921 pies).

En Tanzania, continuamos realizando estudios exploratorios de los bloques en aguas profundas en mar abierto 5 y 6 en asociación con TPDC. Cada bloque abarca aproximadamente 11.000 km

2 (2,7

millones de acres). En 2010, llevamos a cabo dos estudios de sísmica 3D que abarcaron una superficie total de 2.700 km

2 (0,7 millones de acres) del área.

Asia y Oceanía

En abril de 2010 adquirimos una participación del 50% en un bloque de exploración en la Cuenca North Carnarvon en Australia y nos comprometimos a perforar el primer pozo exploratorio. No hemos realizado descubrimientos de gas natural en el pozo Artemis-1.

En Nueva Zelanda, obtuvimos autorización, a través de una licitación pública, para realizar actividades de exploración en mar abierto en el Bloque 52707, en la Cuenca Raukumara. Somos titulares de una participación del 100% y proyectamos realizar estudios sísmicos y perforar un pozo exploratorio.

Otras Actividades Internacionales

A continuación se describen otras actividades internacionales de Petrobras, incluyendo refinación, petroquímica, distribución y gas y energía.

América del Sur

Contamos con operaciones integradas en América del Sur, especialmente en Argentina, donde participamos a través de la cadena de valor de la energía. A través de nuestra participación en PESA, somos propietarios de dos refinerías con una capacidad neta de 81 mil barriles por día, una participación en la Refinería Refinor/Campo Durán y tres plantas petroquímicas (dos en Argentina y una en Brasil). Somos propietarios directos de 604 estaciones de servicio minoristas que operan bajo la marca Petrobras. Somos propietarios también de la central hidroeléctrica Pichi Picún Leufú, la central de generación termoeléctrica a gas Genelba, una participación en la empresa de transporte de gas natural TGS (Transportadora Gas del Sur), y participaciones en la comercializadora de energía Edesur y en Mega, una planta de separación de gas natural.

En 2010, PESA acordó la venta de su negocio de fertilizantes por U$S88 millones. En 2010, PESA también acordó vender su refinería San Lorenzo y aproximadamente 360 puntos de venta por un monto de aproximadamente U$S110 millones. Esta transferencia se concretó el 2 de mayo de 2011, si bien aún está sujeta a la aprobación de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia de Argentina.

En Bolivia, operamos yacimientos de gas que abastecen de gas a Brasil. Somos titulares de una participación del 11% en Gas Transboliviano (GTB), propietaria del tramo boliviano del gasoducto Bolivia-Brasil (BTB) que transporta el gas natural que producimos en Bolivia al mercado brasileño. Además, somos titulares de una participación del 44,5% en Transierra S.A., propietaria del gasoducto

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Yacuiba-Rio Grande (Gasyrg) que conecta los yacimientos San Alberto y San Antonio con el gasoducto BTB.

En Chile, nuestros activos comprenden 229 estaciones de servicio, 11 terminales de aeropuertos y una planta de lubricantes.

En Colombia, nuestros activos comprenden 86 estaciones de servicio y una planta de lubricantes.

En Paraguay, nuestros activos incluyen 165 estaciones de servicio, 1 planta para el

abastecimiento de combustible para aviación y 1 planta de reabastecimiento de GLP.

En Uruguay realizamos operaciones de distribución de combustible, con 87 estaciones de servicio. También comercializamos productos marítimos, asfalto y combustible para aviación.

La cartera del segmento de Gas y Energía incluye dos compañías de distribución de gas en Uruguay, Distribuidora de Gas Montevideo S.A. (ventas minoristas en Montevideo) y Conecta S.A. (ventas comerciales en todo el país). Véase “Gas y Energía”.

América del Norte

En los Estados Unidos, somos titulares del 100% de Pasadena Refining System (PRSI) y del 100% de la comercializadora vinculada de PRSI (PRSI Trading Company). El 20 de diciembre de 2010, el Tribunal del Distrito 129 del Condado de Harris, Texas, confirmó un laudo arbitral emitido el 10 de abril de 2009 en el que se determinaba que Petrobras America, Inc. (PAI), nuestra subsidiaria indirecta en los Estados Unidos, y sus afiliadas habían adquirido efectivamente las acciones remanentes que llevaron a PAI a ser el titular del 100% de la participación que correspondía a nuestra ex socia Astra Oil Trading NV (Astra) y sus afiliadas en PRSI y PRSI Trading Company, y en el que se establecía el precio de la opción de venta de PRSI y PRSI Trading Company en U$S296 millones y U$S170 millones, respectivamente. PAI no objeta la confirmación de la opción de venta ejercida por Astra y sus afiliadas o la titularidad por parte de PAI del 100% de PRSI y el 100% de PRSI Trading Company. Sin embargo, PAI apeló la decisión del 20 de diciembre de 2010 con el fin de impugnar otros aspectos relacionados con la implementación del laudo arbitral. La ejecución de la sentencia se ha suspendido hasta resolverse la apelación. Existen otros procesos judiciales pendientes relacionados con indemnizaciones entre las partes intervinientes.

Asia

En Japón, somos propietarios de la refinería Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS) en Okinawa y producimos y comercializamos combustible E3, una mezcla de etanol y gasolina.

Segmento Corporativo

Estadísticas clave del Segmento Corporativo

2010 2009 2008

(en millones de U$S) Corporativo: Resultados (Pérdida) antes de impuesto a las ganancias ................... (3.416) (3.520) (1.986) Total activo al 31 de diciembre .......................................................... 53.707 31.198 17.583 Inversiones ......................................................................................... 752 584 874

Biocombustibles

Desde 2009, nuestras operaciones de Biocombustibles están incluidas en el segmento Corporativo. Anteriormente formaban parte del segmento Gas y Energía. Brasil es líder mundial en el uso del etanol como combustible para vehículos livianos. En la actualidad, el 90,83% de los nuevos vehículos livianos vendidos en Brasil tienen capacidad para funcionar con tecnología flexfuel y las

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estaciones de servicio ofrecen una opción de 100% etanol, y una mezcla de etanol y gasolina. A partir de enero de 2010, el gas oil vendido en Brasil debe contener como mínimo un 5% de biodiesel.

Abastecemos el 10,8% del biodiesel de Brasil y actuamos como catalizador de mercado obteniendo y mezclando biodiesel y vendiéndolo a pequeños distribuidores como así también a nuestras estaciones de servicio propias. Nuestras plantas de biodiesel, ubicadas en Candeias y Quixada en el noreste de Brasil y en Montes Claros en el sudeste de Brasil, compran aceites vegetales a pequeños productores y productores industriales. Luego de varias mejoras operativas, la capacidad de estas tres plantas totaliza 7,5 miles de barriles por día. Durante 2010, comenzamos la producción de biodiesel en nuestra planta Marialva (en la cual Petrobras tiene una participación del 50%), y aumentamos nuestra capacidad total a 8,5 miles de barriles por día. Con el fin de reducir nuestra dependencia de fuentes de aceites vegetales de terceros, también invertimos en una compañía de extracción de aceite vegetal cerca de nuestra planta Candeias como parte de nuestra estrategia de integración vertical de nuestras operaciones.

Participamos en la creciente industria del etanol a través de la producción, el transporte, la distribución, la venta mayorista y las exportaciones, e impulsando mejoras en la calidad del producto. En 2010, con el fin de fortalecer nuestra participación en la industria del etanol, invertimos U$S387 millones (R$682,5 millones) para adquirir una participación del 26,5% en Guarani S.A., la tercera compañía procesadora de caña de azúcar más grande de Brasil, con inversiones adicionales proyectadas por un monto de U$S527 millones (R$928,5 millones) durante cinco años para adquirir una participación adicional del 19,2%, elevando nuestra participación en Guarani S.A. a un total de 45,7%. También realizamos una asociación estratégica con Grupo São Martinho, con inversiones de U$S244 millones (R$422 millones), con el fin de operar y aumentar la producción de Usina Boa Vista y SMBJ Agroindustrial S.A. a través de nuestra participación del 49% en Nova Fronteira Bioenergia S.A. Como resultado de estas asociaciones e inversiones, nuestra capacidad total de molienda asciende a 24,5 millones de toneladas y nuestra capacidad total de producción de etanol es de 27 mil barriles por día.

En 2010, exportamos 306.000 m3 de etanol, 16,11% del total de las exportaciones de etanol de

Brasil, incluyendo etanol industrial a Asia y etanol combustible a los Estados Unidos y Europa.

Información sobre PifCo

PifCo fue constituida para facilitar y financiar la importación por parte de Petrobras de crudo y productos derivados del petróleo a Brasil, y ha sido nuestra subsidiaria totalmente controlada desde el año 2000. Actualmente, PifCo actúa como intermediaria entre terceros proveedores de petróleo y Petrobras por medio de la compra de crudo y productos derivados del petróleo a proveedores internacionales y la reventa a Petrobras de crudo y productos derivados del petróleo, en dólares y en base a condiciones que permiten el pago en un plazo de hasta aproximadamente 30 días, sin incluir prima. Con anterioridad a abril de 2010, Petrobras pagaba a PifCo los embarques de crudo y productos derivados del petróleo mediante pagos diferidos, a un precio que incluía una prima para compensar los costos financieros de PifCo. PifCo también compra a Petrobras crudo y productos derivados del petróleo para su venta fuera de Brasil. Además, PifCo vende y compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y partes relacionadas, principalmente fuera de Brasil. En general, PifCo puede obtener créditos para financiar compras en los mismos términos y condiciones otorgados a nosotros, y compra crudo y productos derivados del petróleo al mismo precio que los proveedores nos cobrarían directamente. PifCo está reduciendo gradualmente las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras y reducirá gradualmente las ventas de petróleo crudo y productos derivados del petróleo a terceros, y eventualmente discontinuará por completo estas operaciones comerciales. Cuando esto suceda, PifCo se convertirá en una subsidiaria financiera que funcionará como vehículo para que Petrobras obtenga fondos para sus operaciones fuera de Brasil a través de la emisión de títulos de deuda en los mercados internacionales de capitales, entre otros medios.

Petrobras otorgó garantías de pago incondicionales e irrevocables por todas las emisiones de PifCo de títulos de deuda registrados ante la SEC desde febrero de 2009. El 31 de marzo de 2010, Petrobras otorgó seis garantías de pago incondicionales e irrevocables adicionales para reemplazar los contratos de compra standby que antes garantizaban los títulos de deuda de PifCo registrados ante la

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SEC emitidos antes de febrero de 2009. Como resultado, actualmente Petrobras otorga garantías de pago incondicionales e irrevocables respecto de todos los títulos de deuda de PifCo registrados ante la SEC que están pendientes de pago.

Estructura Corporativa de PifCo

PifCo se constituyó el 24 de septiembre de 1997 como Brasoil Finance Company, una subsidiaria totalmente controlada de Braspetro Oil Services Company, o Brasoil, una subsidiaria totalmente controlada de Petrobras Internacional S.A. (Braspetro), a la que Petrobras absorbió a partir de esa fecha. Las acciones con derecho a voto de PifCo fueron transferidas de Brasoil a Petrobras en 2000 y desde ese momento PifCo es una subsidiaria totalmente controlada por Petrobras. Petrobras International Finance Company es una empresa exenta de impuestos, constituida con responsabilidad limitada conforme a las leyes de las Islas Caimán. PifCo tiene domicilio legal en Harbour Place, 103 South Church Street, 4th floor, P.O.Box 1034GT, George Town, Grand Cayman, Islas Caimán, y su número de teléfono es 55-21-3487-2375.

Las cuatro subsidiarias de PifCo son:

• Petrobras Europe Limited (PEL): En mayo de 2001, PifCo constituyó PEL, una subsidiaria totalmente controlada constituida conforme a las leyes del Reino Unido y con domicilio en el Reino Unido para consolidar nuestras actividades comerciales en Europa, Medio Oriente, Lejano Oriente y Africa. Estas actividades consisten en brindar asesoramiento respecto del suministro a PifCo, PIB BV y Petrobras de crudo y de productos derivados del petróleo y en negociar los términos y condiciones de dicho suministro como así también comercializar el crudo y los productos derivados del petróleo brasileños exportados a las zonas geográficas en las que actúa PEL. PEL desempeña el papel de asesor en relación con estas actividades y no asume ningún riesgo comercial o financiero directo o adicional. PEL presta estos servicios de asesoramiento y comercialización en calidad de contratista independiente, de conformidad con un acuerdo de servicios firmado entre PEL y Petrobras. A cambio, compensamos a PEL todos los costos incurridos en relación con estas actividades, más un margen.

• Petrobras Finance Limited (PFL): En diciembre de 2001, PifCo creó PFL, una subsidiaria totalmente controlada, constituida conforme a las leyes de las Islas Caimán e inscripta en las Islas Caimán. PFL básicamente nos compra fuel oil y vende los productos en el mercado internacional a fin de generar créditos por exportación para cubrir sus obligaciones de transferir estos créditos por exportación a un fideicomiso en virtud de un programa de pago anticipado de exportaciones. Hasta el 1º de junio de 2006, PFL también nos compraba combustible bunker. El programa de pago anticipado de exportaciones suministra a PFL la financiación necesaria para comprarnos productos derivados del petróleo, tal como se describe más adelante.

• Bear Insurance Company Limited (BEAR): En enero de 2003, Brasoil transfirió BEAR a PifCo. Esta transacción se realizó como parte de la reestructuración de nuestro segmento comercial internacional. Actualmente, BEAR se desempeña como nuestra compañía de seguros cautiva, nos asesora, y negocia los términos y condiciones de algunas de nuestras pólizas de seguro y de algunas pólizas de seguro y reaseguro de nuestras subsidiarias.

• Petrobras Singapore Private Limited (PSPL): En abril de 2006, PifCo creó PSPL, una empresa constituida conforme a las leyes de Singapur, para comercializar crudo y productos derivados del petróleo en relación con nuestras actividades comerciales en Asia. Esta compañía inició sus operaciones el 1º de julio de 2006.

Principales Actividades Comerciales de PifCo

PifCo compra crudo y productos derivados del petróleo para revenderlos a Petrobras y a terceros. PifCo adquiere prácticamente todo el crudo y los productos derivados del petróleo a través de compras en el mercado al contado (“spot market”) o de contratos de suministro a corto plazo. PifCo

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también adquiere una pequeña parte del crudo y de los productos derivados del petróleo a través de contratos de suministro a largo plazo. En la mayoría de los casos, Petrobras garantiza las obligaciones de compra de crudo y productos derivados del petróleo de PifCo. Con anterioridad a abril de 2010, PifCo revendía los productos que compraba a Petrobras al precio de compra pagado, más una prima, determinado de acuerdo con una fórmula establecida de modo tal de transferir a Petrobras los costos financieros promedio de PifCo. Actualmente, PifCo vende a Petrobras crudo y productos derivados del petróleo en virtud de condiciones que permiten el pago en un plazo de hasta 30 días, sin incluir prima. PifCo también compra a Petrobras crudo y productos derivados del petróleo para su venta fuera de Brasil. Además, PifCo vende y compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y partes relacionadas, principalmente fuera de Brasil. PifCo está reduciendo gradualmente las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras y reducirá gradualmente las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a terceros, y eventualmente discontinuará por completo estas operaciones comerciales. Cuando esto suceda, PifCo se convertirá en una subsidiaria financiera que funcionará como vehículo para que Petrobras obtenga fondos para sus operaciones fuera de Brasil a través de la emisión de títulos de deuda en los mercados internacionales de capitales, entre otros medios.

Asimismo, PifCo financia sus actividades de comercialización de petróleo, incluidas las líneas de crédito, principalmente con bancos comerciales, como así también a través de préstamos internos otorgados por Petrobras y emisión de obligaciones en los mercados internacionales de capitales.

Programa de Pago Anticipado de Exportaciones

En 2001, creamos un programa de pago anticipado de exportaciones con el fin de financiar nuestras exportaciones de fuel oil a través de la securitización de nuestros créditos por exportaciones de fuel oil. El Fideicomiso PF Exports Receivables Master Trust, creado conforme a las leyes de las Islas Caimán (el “Fideicomiso”), obtiene fondos mediante la emisión de certificados a inversores y suministra dichos fondos a PFL para que nos compre fuel oil. PFL nos compra fuel oil conforme a un Contrato Marco de Exportación y a un Acuerdo de Pago Anticipado que establece compromisos de compra mínimos trimestrales. PFL transfiere todos los créditos originados por la venta de dichas exportaciones al Fideicomiso, y los créditos constituyen garantía de las obligaciones de pago exigibles en virtud de los certificados. Los certificados representan participaciones indivisas senior en el patrimonio del

Fideicomiso.

El valor de los créditos a ser asignados para la venta en cualquier período trimestral representa una parte, pero no la totalidad, de los créditos que se prevé generar por la venta de fuel oil por parte de PFL durante dicho período. El saldo de los créditos es propiedad de PFL.

Desde la creación del programa, el Fideicomiso emitió Certificados Fiduciarios Senior por un total de U$S1.500 millones. Hemos pagado por adelantado o amortizado una porción de los Certificados Fiduciarios Senior. En la actualidad, se encuentran pendientes Certificados Senior por U$S264 millones.

Como soporte del programa de pago anticipado de exportaciones, vendemos fuel oil a empresas de servicios públicos, refinerías y comercializadoras. El siguiente cuadro indica nuestras ventas por exportaciones de fuel oil correspondientes al período 2006 - 2010:

2010 2009 2008 2007 2006

Millones de U$S ......................... 2.250,1 1.708,6 2.848,5 2.205,9 1.500,1 Millones de barriles .................... 31,1 29,5 51,8 39,6 67,3

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Estructura Organizacional

De nuestras 37 subsidiarias directas que figuran a continuación, 30 han sido constituidas conforme a la legislación brasileña y siete (PifCo, Petrobras International Braspetro B.V. (PIB BV), Braspetro Oil Company (BOC), Braspetro Oil Services Company (Brasoil), Petrobras Netherlands B.V. (PNBV), Córdoba Financial Services GmbH y Cayman Cabiúnas) han sido constituidas en el exterior. El Anexo 8.1 contiene una lista completa de nuestras subsidiarias, incluyendo su razón social, jurisdicción de constitución y el porcentaje de participación de Petrobras.

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El siguiente diagrama presenta las subsidiarias consolidadas significativas de Petrobras al 31 de diciembre de 2010:

PETROBRAS

Petroquisa

BR

Gaspetro

Transpetro

Downstream

Petrobras Comercializadora de Energia

5283

Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística

FAFEN Energia

Baixada Santista Energia

Soc. FluminenseEnergia - SFE

Termoaçu

Termobahia

Termoceará

Termorio

Comperj Poliolefinas

Comperj MEG

Refinaria Abreu e Lima

TermomacaéLtda

Comperj Petroquímicos Básicos

Comperj Esterênicos

Comperj PET

Comperj Participações

Companhia Locadora de Equipamentos Petroliferos –CLEP

Petrobras Biocombustível

Usina Termelétriciade Juiz de Fora

Ibiritermo

TermomacaéComercializadora de Energia

Petrobras NegóciosEletrônicos

Breitener Energética

Cordoba Financial Services

Brasoil

BOC

PIB BV

Pif Co

PN BV

BRASIL EXTERIOR

Cayman Cabiúnas

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Bienes de Uso

Petrobras

Los principales activos tangibles de Petrobras consisten en pozos, plataformas, plantas de refinación, gasoductos y oleoductos, buques y otros activos de transporte y centrales generadoras de energía. La mayoría de estos activos están ubicados en Brasil. Arrendamos y somos propietarios de nuestros activos y algunos de los activos de nuestra propiedad están sujetos a gravámenes, pero el valor de estos activos gravados no es substancial.

Gozamos del derecho a explotar reservas de crudo y gas en Brasil en virtud de acuerdos de concesión pero conforme a la legislación brasileña el gobierno brasileño es propietario de todas las reservas. En el Item 4. “Información sobre la Compañía” se incluye una descripción de nuestras reservas y fuentes de crudo y gas natural, los principales activos tangibles y los principales planes de ampliación y modernización de nuestras instalaciones.

PifCo

PifCo no arrienda ni es propietaria de bienes de uso significativos.

Reglamentación de la Industria del Petróleo y el Gas en Brasil

Régimen de Concesiones para el Petróleo y el Gas

Conforme a la legislación brasileña, el gobierno federal de Brasil es propietario de todas las acumulaciones subterráneas de crudo y gas natural de Brasil. El gobierno federal de Brasil tiene el monopolio de la exploración, producción, refinación y transporte de crudo y productos derivados del petróleo en Brasil y en su plataforma continental, con la excepción de que a las compañías que en 1953 se dedicaban a la refinación y distribución se les permitió continuar desempeñando dichas actividades. Entre 1953 y 1997, el gobierno federal de Brasil nos designó representantes exclusivos para la explotación del monopolio del gobierno, incluyendo la importación y exportación de petróleo crudo y productos derivados del petróleo.

Como parte de una reforma integral del sistema regulatorio del sector del petróleo y el gas, el Congreso brasileño llevó a cabo una reforma constitucional en 1995 por medio de la cual se autorizó al gobierno federal de Brasil a contratar empresas públicas o privadas para llevar a cabo actividades de upstream, refinación de petróleo, comercialización y transporte internacional de petróleo, gas natural y sus respectivos productos derivados en Brasil. El 6 de agosto de 1997, Brasil sancionó la Ley Nº 9.478 que estableció un marco regulatorio en base a concesiones, dio por terminado nuestro derecho exclusivo de llevar a cabo actividades relacionadas con la industria del petróleo y el gas y autorizó la libre competencia en todas las áreas de la industria del petróleo y del gas de Brasil. A partir de ese momento, hemos operado en un entorno cada vez más desregulado y competitivo. La Ley Nº 9.478 también creó un organismo regulatorio independiente, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Combustibles Renovables (ANP). La función de la ANP es regular la industria del petróleo, el gas natural y los combustibles renovables en Brasil y crear un entorno competitivo en el sector del petróleo y el gas. El 2 de enero de 2002, Brasil desreguló los precios del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural.

La Ley Nº 9.478 estableció un marco regulatorio basado en concesiones y nos otorgó el derecho exclusivo a explotar las reservas de crudo de todos los yacimientos en los que ya habíamos iniciado la producción en virtud de contratos de concesión por un período inicial de 27 años contado a partir de la fecha en que los mismos fueron declarados comercialmente rentables. Este período inicial de 27 años para producción puede ser ampliado a solicitud del concesionario y sujeto a la aprobación de la ANP. La Ley Nº 9.478 también estableció un marco procesal para que Petrobras reclamara derechos exclusivos de exploración durante un período máximo de tres años, que luego fue ampliado a cinco años, con respecto a áreas en las que podíamos demostrar que habíamos realizado descubrimientos comerciales o inversiones en exploración antes de la sanción de la Ley Nº 9.478. A fin de efectivizar nuestro reclamo

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para explorar y desarrollar estas áreas, debíamos demostrar que teníamos la capacidad financiera requerida para llevar a cabo esas actividades, ya sea en forma individual o a través de convenios de cooperación.

Impuestos aplicables en virtud del Régimen de Concesiones relativo al Petróleo y al Gas

De acuerdo con la Ley Nº 9.478 y en virtud de los contratos de concesión con la ANP para realizar actividades de exploración y producción, Petrobras debe pagar al gobierno lo siguiente:

• Tasa de adjudicación pagada al momento de celebración del contrato de concesión, que se basa en el monto de la oferta ganadora, sujeta a la tasa de adjudicación mínima publicada en el correspondiente pliego de licitación;

• Impuestos locativos anuales pagados por la ocupación o retención de áreas disponibles para la exploración y producción, a la tarifa establecida por la ANP en el pliego de licitación correspondiente calculada en base a la dimensión, ubicación y características geológicas del bloque de la concesión;

• Impuesto por participación especial a una tasa que oscila entre el 0 y el 40% de los ingresos operativos netos resultantes de la producción de los yacimientos que alcancen volúmenes de producción elevados o alta rentabilidad, de acuerdo con los criterios establecidos en la legislación aplicable. En 2010, pagamos este impuesto sobre 18 yacimientos, incluyendo Albacora, Albacora Leste, Barracuda, Canto do Amaro, Caratinga, Carmópolis, Cherne, Espadarte, Golfinho, Jubarte, Leste do Urucu, Manati, Marlim, Marlim Sul, Marlim Leste, Miranga, Rio Urucu y Roncador. Los ingresos netos consisten en los ingresos brutos menos regalías pagadas, inversión en exploración, costos de operación y ajustes por depreciación e impuestos aplicables. El impuesto por participación especial utiliza como referencia los precios internacionales del crudo convertidos a reales al tipo de cambio vigente; y

• Regalías a ser establecidas en los contratos de concesión a una tasa de entre el 5% y el 10% de los ingresos brutos derivados de la producción, en base a precios de referencia del petróleo crudo o el gas natural establecidos por el Decreto Nº 2.705 y las leyes regulatorias de la ANP. Al establecer las tasas de las regalías en los contratos de concesión, la ANP también tiene en cuenta los riesgos geológicos y los niveles de productividad proyectados para cada concesión. Prácticamente la totalidad de nuestra producción de crudo está gravada con la regalía máxima.

La Ley Nº 9.478 también exige que los concesionarios de yacimientos en tierra paguen al propietario de la tierra una tarifa especial de participación que oscila entre el 0,5% y el 1% de los ingresos operativos netos resultantes de la producción del yacimiento.

Reforma de 2010 del Marco Regulatorio del Sector de Hidrocarburos

Los descubrimientos de grandes cantidades de reservas de petróleo y gas natural en las áreas anteriores al estrato de sal de las Cuencas Campos y Santos dieron origen a una propuesta para modificar la legislación relacionada con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. La legislación propuesta, presentada el 1º de septiembre de 2009 por el Presidente de Brasil al Congreso brasileño, se basó en estudios realizados por un comité interministerial creado en julio de 2008 para considerar modificaciones en la reglamentación de las actividades de exploración y producción en las áreas anteriores al estrato de sal que no están sujetas a las concesiones existentes. Integraron este comité J.S. Gabrielli de Azevedo, Presidente de Petrobras y Dilma Vana Rousseff, ex Presidente de nuestro Consejo de Administración y actual Presidente de Brasil, en su carácter de Jefa de Gabinete del ex Presidente Luiz Inácio Lula da Silva.

En 2010, se promulgaron tres nuevas leyes para regular las actividades de exploración y producción en las áreas anteriores al estrato de sal no sujetas a las concesiones existentes: Ley Nº 12.351, Ley Nº 12.304 y Ley Nº 12.276. La legislación sancionada no afecta los contratos de concesión

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existentes de las áreas anteriores al estrato de sal, que comprenden aproximadamente un 28% del área anterior al estrato de sal.

Contrato de Cesión y Oferta Global

Conforme a la Ley Nº 12.276, promulgada el 30 de junio de 2010, el 3 de septiembre de 2010 celebramos un contrato con el gobierno federal de Brasil (el Contrato de Cesión) en virtud del cual el gobierno cedió a Petrobras el derecho a llevar a cabo actividades de exploración y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en áreas específicas anteriores al estrato de sal, sujeto a una producción máxima de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente. El precio inicial del contrato en relación con nuestros derechos en virtud del Contrato de Cesión fue de R$74.807.616.407, equivalente a U$S42.533.327.500 al 1º de septiembre de 2010. Ver Item 10. “Contratos Significativos – Petrobras – Contrato de Cesión”. Con el fin de garantizar la transparencia, nuestro Consejo de Administración creó un comité especial compuesto por representantes de los accionistas minoritarios para controlar la operación de transferencia de derechos.

La Ley Nº 12.276 también autorizó al gobierno federal de Brasil a suscribir acciones adicionales de nuestro capital accionario en una oferta pública de nuestras acciones. El 29 de septiembre de 2010, Petrobras emitió 2.293.907.960 acciones ordinarias (incluyendo acciones ordinarias en la forma de ADS) y 1.788.515.136 acciones preferidas (incluyendo acciones preferidas en la forma de ADS), en una oferta pública global que consistió en una oferta registrada en Brasil y una oferta internacional que incluyó una oferta registrada en los Estados Unidos. El 1º de octubre de 2010, emitimos 75.198.838 acciones ordinarias adicionales (incluyendo acciones ordinarias en la forma de ADS) y 112.798.256 acciones preferidas adicionales (incluyendo acciones preferidas en la forma de ADS) conforme al ejercicio de la opción de venta adicional por parte de los colocadores. Hemos cumplido con todos los requerimientos de la Ley de Sociedades de Brasil al llevar a cabo nuestro proceso de capitalización, incluyendo la protección de los derechos de nuestros accionistas minoritarios. Véase el Item 10. "Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras - Derechos de Suscripción Preferente" para obtener un resumen de estos requisitos.

Hemos utilizado parte del producido neto de la oferta global para pagar el precio de compra inicial en virtud del Contrato de Cesión y continuar desarrollando todos nuestros segmentos de negocio de acuerdo con nuestro Plan de Negocios.

Régimen de Contratos de Producción Compartida para Areas anteriores al estrato de sal no sujetas a concesión y Areas Potencialmente Estratégicas

La Ley Nº 12.351, promulgada el 22 de diciembre de 2010, regula los contratos de producción compartida para la exploración y producción de petróleo y gas en las áreas anteriores al estrato de sal que no están sujetas a concesión y en áreas potencialmente estratégicas a ser definidas por el CNPE (Concejo Nacional de Política Energética). También establece la creación de un fondo social compuesto por recursos provenientes de la participación del gobierno federal de Brasil en los contratos de producción compartida, tales como bonos de suscripción, regalías e ingresos, los cuales deben ser utilizados por el gobierno federal de Brasil para patrocinar programas de desarrollo social. Conforme al régimen de producción compartida, Petrobras será el operador exclusivo de todos los bloques sujetos a contratos de producción compartida. Los derechos de exploración y producción relativos a estos bloques pueden ser otorgados a Petrobras en forma exclusiva o, en el caso de que no sean otorgados a Petrobras en forma exclusiva, serán ofrecidos en licitaciones públicas. Si son ofrecidos en licitaciones públicas, se otorgaría a Petrobras una participación mínima a ser establecida por el CNPE que no sería inferior al 30%, con el derecho adicional de participar en el proceso de licitación para poder aumentar nuestra participación en estas áreas. Conforme al régimen de producción compartida, el ganador de la licitación será la compañía que ofrezca al gobierno federal de Brasil el mayor porcentaje de “petróleo de ganancia” (profit oil), que es la producción de un determinado yacimiento después de la deducción de regalías, y “petróleo para cubrir costos” (cost oil), que es el costo asociado a la producción del petróleo.

Si bien la Ley Nº 12.351 fue promulgada, el ex Presidente Luiz Inácio Lula da Silva vetó modificaciones al marco de distribución de regalías propuesto por el Congreso brasileño en virtud de

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este proyecto de ley y presentó una nueva propuesta al Congreso brasileño con un porcentaje de regalías del 15% aplicable a la producción bruta de petróleo y gas natural en virtud de contratos de producción compartida y para la distribución de estas regalías entre los miembros de la federación brasileña.

Creación de una nueva Compañía No operativa Estatal

La Ley Nº 12.304, promulgada el 2 de agosto de 2010, autoriza la incorporación de una nueva compañía no operativa estatal que representará los intereses del gobierno federal de Brasil en los contratos de producción compartida y administrará los contratos de comercialización relacionados con la participación del gobierno federal de Brasil en el "petróleo de ganancia" (profit oil). Esta nueva compañía participará en comités operativos, con derecho a voto y facultades de veto y administrará y controlará los costos resultantes de los contratos de producción compartida. En lo referente a los contratos de producción compartida, esta nueva compañía ejercerá sus actividades legales específicas junto con la ANP, el organismo independiente que regula y supervisa las actividades de la industria del petróleo y el gas en virtud de los regímenes de exploración y producción, y el CNPE, la entidad que establece los lineamientos a ser aplicados al sector petrolero y del gas, incluso con respecto al nuevo modelo regulatorio.

Ley del Gas Natural de 2009

En marzo de 2009, el Congreso brasileño promulgó una ley para regular las actividades de la industria del gas, incluyendo transporte y comercialización. La Ley del Gas creó un sistema de concesiones para la construcción y operación de nuevos gasoductos para el transporte de gas natural, y a la vez mantuvo un sistema de autorizaciones para gasoductos sujetos a acuerdos internacionales. De acuerdo con la Ley del Gas, luego de un determinado período de exclusividad, se exigirá a los operadores otorgar a terceros acceso a gasoductos de transporte y terminales marítimas, excepto terminales de GNL, con el fin de maximizar la utilización de la capacidad. Las autorizaciones emitidas previamente por la ANP para el transporte de gas natural continuarán vigentes por 30 años a partir de la fecha de publicación de la Ley del Gas, y se otorgó a las transportadoras iniciales la exclusividad en estos gasoductos durante 10 años. La ANP emitirá reglamentaciones que regulen el acceso de terceros y la remuneración de las compañías de transporte en caso de que no se llegue a un acuerdo entre las partes.

La Ley del Gas también autorizó a algunos consumidores, que pueden comprar gas natural en el mercado abierto u obtener sus propios suministros de gas natural, a construir plantas y gasoductos para su propio uso en el caso de que los distribuidores de gas locales controlados por los estados, que tienen el monopolio de la distribución local del gas, no satisfagan sus necesidades de distribución. Se exige a estos consumidores delegar la operación y el mantenimiento de las plantas y de los gasoductos a distribuidores de gas locales, pero no se les exige firmar acuerdos de suministro de gas con los distribuidores de gas locales.

Regulación de Precios

Hasta la sanción de la Ley Nº 9.478 en 1997, el gobierno federal de Brasil estaba autorizado a regular todos los aspectos relacionados con la fijación de los precios del petróleo, productos derivados del petróleo, etanol, gas natural, energía eléctrica y otras fuentes de energía. En 2002, el gobierno eliminó el control de los precios del crudo y de los productos derivados del petróleo, aunque retuvo el control sobre determinados contratos de venta de gas natural y la electricidad. También en 2002, el gobierno federal de Brasil estableció un impuesto a ser aplicado a la venta e importación de crudo, productos derivados del petróleo y gas natural (Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico, Contribución de Intervención en el Sector Económico - CIDE). En 2009, la Ley del Gas autorizó a la ANP a regular los precios para la utilización de los gasoductos sujeto al nuevo sistema de concesiones, en base a un procedimiento definido en la Ley del Gas como “chamada pública” y aprobar precios presentados por las transportadoras, de acuerdo con criterios previamente establecidos, para la utilización de nuevos gasoductos sujeto al sistema de autorizaciones.

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Reglamentaciones Ambientales

Todas las etapas del negocio del petróleo crudo y el gas natural presentan riesgos y peligros ambientales. Nuestras plantas de Brasil están sujetas a una amplia variedad de leyes, reglamentaciones y permisos federales, estaduales y locales, relacionados con la protección de la salud y el medio ambiente. En el ámbito nacional, nuestras actividades en mar abierto y las que involucran a más de un estado brasileño están sujetas a la autoridad regulatoria del Consejo Nacional del Medio Ambiente (Conselho Nacional do Meio Ambiente - CONAMA) y a la autoridad administrativa del IBAMA, que otorga licencias de operación y perforación. Para mantener la licencia, Petrobras debe presentar informes ante el IBAMA, incluidos informes sobre seguridad y control de contaminación (IOPP). Las condiciones ambientales, de salud y de seguridad en tierra se controlan a nivel estadual y no nacional, y se estableció responsabilidad objetiva por daño ambiental, mecanismos para exigir el cumplimiento de las normas ambientales y requisitos de obtención de licencias para las actividades que generen contaminación.

Las personas físicas o jurídicas cuya conducta o actividad provoque daños al ambiente están sujetas a sanciones administrativas y penales. Los organismos gubernamentales de protección ambiental también pueden imponer sanciones administrativas por incumplimiento de leyes y reglamentaciones ambientales, sanciones que pueden ser, entre otras, las siguientes:

• multas;

• suspensión parcial o total de las actividades;

• obligación de financiar proyectos de recuperación y proyectos ambientales;

• pérdida o restricción de incentivos o beneficios impositivos;

• cierre del establecimiento o del emprendimiento; y

• pérdida o suspensión de la participación en líneas de crédito ofrecidas por entidades oficiales de crédito.

Estamos sujetos a una serie de procesos administrativos y demandas civiles y penales relacionados con cuestiones ambientales. Véase el Item 8. “Información Financiera - Procesos Legales - Reclamos Ambientales.”

En 2010, invertimos aproximadamente U$S1.377 millones en proyectos relacionados con el medio ambiente en comparación con aproximadamente U$S984 millones invertidos en 2009 y U$S1.075 millones en 2008. Estas inversiones se destinaron principalmente a la reducción de emisiones y desechos resultantes de procesos industriales, tratamiento de agua y efluentes, saneamiento de áreas afectadas, implementación de nuevas tecnologías ambientales, modernización de tuberías y mejora de nuestra capacidad de responder a situaciones de emergencia.

Acciones relacionadas con la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente

La protección de la salud y del medio ambiente es una de nuestras principales preocupaciones y es esencial para nuestro éxito como empresa integrada de energía.

Como resultado de la reorganización interna llevada a cabo en 2010, nuestro Comité de Gestión de Salud, Seguridad y Medio Ambiente (SSMA) fue disuelto y sus funciones fueron asignadas a un nuevo Comité de Integración de Tecnología, Ingeniería y Servicios compuesto por gerentes ejecutivos de las áreas de negocio y de servicios y presidido por nuestro Director de servicios. Los siguientes tres comités reúnen representantes de las áreas de negocio y servicios como así también representantes de las subsidiarias para tratar cuestiones relacionadas con la salud, la seguridad, el medio ambiente y la eficiencia energética: Comité de Gestión de Salud, Seguridad y Medio Ambiente; Comité de Eficiencia Energética, Emisiones Atmosféricas y Cambio Climático y Comité de Obtención de Licencias y

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Compensación Ambiental. También hemos creado un Comité Ambiental compuesto por tres miembros del Consejo de Administración. El Comité es responsable de: (i) supervisar y abordar cuestiones ambientales y de seguridad en el trabajo que afecten a la Compañía; (ii) establecer objetivos ambientales mensurables y garantizar su cumplimiento; y (iii) recomendar a nuestro Consejo de Administración, si fuera necesario, cambios en la política ambiental, de salud y seguridad. El reglamento interno del Comité Ambiental aún está sujeto a aprobación de nuestro Consejo de Administración.

Las acciones para abordar cuestiones relacionadas con la salud, la seguridad y el medio ambiente y garantizar que se cumplan las normas ambientales representaron una inversión de aproximadamente U$S2.591 millones en 2010 e incluyeron:

• un sistema de gestión de SSMA basado en principios de desarrollo sustentable cuyo objetivo es minimizar los impactos de las operaciones y los productos sobre la salud, la seguridad y el medio ambiente, reducir la utilización de recursos naturales y la contaminación y prevenir accidentes.

• certificación ISO 14001 (medio ambiente) y OHSAS 18001 (salud y seguridad) de nuestras unidades operativas. A diciembre de 2010, Petrobras había certificado 93% del total de 296 plantas certificables en Brasil y en el exterior de acuerdo con las normas mencionadas. Desde diciembre de 1997, la totalidad de la Flota Nacional de Petroleros (Frota Nacional de Petroleiros) ha sido certificada conforme al Código Internacional de Gestión de Seguridad Operativa de Buques y Prevención de Contaminación (Código ISM) de la Organización Marítima Internacional (IMO).

• participación regular y activa conjuntamente con el MME y el IBAMA, incluyendo la negociación de nuevas reglamentaciones de compensación ambiental y el análisis de cuestiones relativas al medio ambiente relacionadas con nuevos gasoductos, proyectos de producción de petróleo y gas y otros aspectos de nuestras operaciones.

• proyectos estratégicos de “Cambio Climático” y “Eficiencia Energética” destinados a la implementación de los más elevados estándares de la industria de la energía en relación con el uso eficiente de la energía y el manejo de gases de efecto invernadero. Mediante la reducción del impacto ambiental de nuestras operaciones, contribuiremos a nuestra sustentabilidad y mitigaremos los efectos del cambio climático global.

• un nuevo desafío estratégico para maximizar la eficiencia energética y reducir la intensidad de emisión de gases de efecto invernadero, aprobado por el Comité Ejecutivo en noviembre de 2010 junto con una serie de indicadores de desempeño con objetivos para controlar los avances relacionados con este nuevo desafío. Nuestro objetivo es alcanzar niveles de excelencia en la industria del petróleo y del gas y contribuir a la sustentabilidad del negocio.

Todos los proyectos se evalúan con el fin de confirmar el cumplimiento de la totalidad de los requisitos de SSMA y la adopción de las mejores prácticas de SSMA durante el ciclo de vida del proyecto. Además, realizamos estudios ambientales más amplios en relación con los nuevos proyectos conforme lo exija la legislación ambiental aplicable.

Estamos comprometidos con la reducción de la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero de nuestros procesos y productos, según lo expresado en nuestro Plan Estratégico 2020. Nuestra estrategia se centra en la eficiencia energética, la producción de energía a partir de fuentes renovables y la investigación y el desarrollo tecnológico. Esta estrategia tiene como fin mejorar la sustentabilidad del negocio y mitigar los efectos del cambio climático.

Nuestro Programa Interno de Conservación de Energía se implementa para mejorar la eficiencia energética de todas nuestras unidades. En 2010, invertimos U$S71,5 millones en proyectos de eficiencia energética. Esta inversión, combinada con la mejora de los procesos operativos, originó una reducción del consumo de energía de aproximadamente 447 barriles de petróleo equivalente por día.

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Durante los últimos cinco años, invertimos U$S245 millones en proyectos de eficiencia energética, ahorrando 3.478 barriles de petróleo equivalente por día en consumo de energía.

En 2010, los derrames de crudo totalizaron 176.388 galones de petróleo crudo en comparación con 67.102 galones de petróleo crudo en 2009 y 115.179 galones de petróleo crudo en 2008.

Hemos mantenido los niveles de derrame de petróleo muy por debajo de 1 m3

por millón de barriles producido, lo que corresponde a un estándar de excelencia dentro de la industria internacional del petróleo y el gas. Continuamos evaluando y desarrollando iniciativas para abordar cuestiones relacionadas con SSMA y reducir nuestra exposición a riesgos asociados con SSMA.

Planes y Procedimientos de Saneamiento Ambiental

En 2000, implementamos en toda la Compañía un programa de gestión ambiental y seguridad operativa (PEGASO) para identificar los riesgos a la vida humana y al medio ambiente, controlar y monitorear dichos riesgos con procedimientos de seguridad que cumplan con las mejores prácticas internacionales y mantener un permanente estado de alerta con el fin de tener una respuesta efectiva e inmediata ante situaciones de emergencia. Desde 2000, conforme al programa PEGASO, nuestros trabajos también se han concentrado en la prevención de derrames y nuestras inversiones en medidas preventivas han contribuido a lograr una reducción del 88,7% en los derrames de petróleo de 37.000 barriles en 2000 a 4.200 barriles en 2010. Desde 2000 hasta 2010, hemos desarrollado varios proyectos para mejorar la seguridad y la protección ambiental de acuerdo con el programa PEGASO tanto en Brasil como en el exterior en nuestras operaciones internacionales, con un presupuesto total de U$S5.628 millones para el período.

Como parte de estos trabajos, hemos desarrollado planes detallados de respuesta y de saneamiento a implementarse en caso de derrame o pérdida de petróleo en nuestras operaciones en mar abierto. Contamos con más de 660 empleados capacitados para responder a derrames de petróleo disponibles durante las 24 horas del día, los siete días de la semana, y podemos movilizar en un breve plazo otros 2000 empleados capacitados para limpieza de la línea costera. Si bien estos empleados se encuentran en Brasil, también están disponibles para responder a un derrame de petróleo en mar abierto fuera de Brasil. También contamos con stock del equipamiento necesario para contener en forma rápida y efectiva los derrames o pérdidas en mar abierto, incluyendo más de 440 millas de barreras de contención y absorbentes, más de 55.000 galones de dispersores de petróleo y 318 bombas de petróleo. Petrobras cuenta con 30 buques especializados en recuperación de derrames de petróleo (OSRV) totalmente equipados para controlar derrames de petróleo y extinguir incendios, como así también con otros 130 botes y barcazas de rescate y de soporte para combatir derrames y pérdidas durante las 24 horas del día, los siete días de la semana. Además, tenemos contratos con los servicios locales de respuesta a emergencias Clean Caribbean y Americas Cooperative en América del Norte y Oil Spill Response Limited en Africa y Asia. Mantenemos también relaciones con importantes Organizaciones de Respuesta a Derrames de Petróleo y otras compañías petroleras.

Hemos creado diez centros de protección ambiental en las áreas estratégicas en las que operamos en todo Brasil con el fin de garantizar una respuesta rápida y coordinada ante derrames de petróleo en tierra y en mar abierto. Estas instalaciones regionales cuentan con el soporte de 13 bases de avanzada locales dedicadas a la prevención, control y respuesta ante derrames de petróleo. Nuestros centros de protección ambiental y sus bases de avanzada serían movilizados en el caso de producirse un derrame o pérdida en una de nuestras operaciones en mar abierto. Cada uno de los centros de respuesta local y regional es auto suficiente y está disponible para responder ya sea en forma individual o junto con centros vecinos dependiendo de la gravedad y escala de la emergencia.

En 2010, llevamos a cabo un ejercicio a gran escala con Clean Caribbean & Americas denominado Ejercicio de Movilización, Preparación y Respuesta Internacional (Mobex) en la región amazónica de Brasil. Participaron recursos brasileños e internacionales como así también varios organismos y autoridades gubernamentales en la simulación de un gran derrame de petróleo en Rio Negro, cerca de Manaus. El principal objetivo del ejercicio fue probar la eficacia de los recursos brasileños e internacionales necesarios para enfrentar una emergencia ambiental Nivel 3. En 2010,

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también llevamos a cabo simulacros de emergencia regionales con la Armada brasileña, Defensa Civil, bomberos, policía militar, organizaciones ambientales y entidades locales gubernamentales y de la comunidad.

Seguros

Nuestros programas de seguros se centran principalmente en la evaluación de riesgos y el valor de reposición de los activos, que consideramos habitual para nuestra industria. De acuerdo con nuestra política de gestión de riesgos, los riesgos relacionados con nuestros principales activos, tales como refinerías, buques petroleros, nuestra flota y plataformas de producción y perforación en mar abierto están asegurados a su valor de reposición por compañías de seguro brasileñas. Si bien las pólizas se emiten en Brasil, la mayor parte de ellas se reaseguran en el exterior con compañías de reaseguro con calificación A- o superior, otorgada por la calificadora Standard & Poor, o con calificación B+ o superior, otorgada por A.M. Best. Algunas de nuestras operaciones internacionales están aseguradas o reaseguradas por BEAR, nuestra subsidiaria constituida conforme a las leyes de Bermudas, en base a los mismos criterios de calificación.

Los activos de menor valor, incluyendo, sin carácter taxativo, pequeños botes auxiliares, algunas plantas de almacenamiento y algunos edificios administrativos, se autoaseguran. No contamos con cobertura por interrupción de la actividad comercial, excepto en relación con una pequeña parte de nuestras operaciones internacionales y unos pocos activos específicos en Brasil. Tampoco contamos con cobertura para nuestros pozos en ninguna de nuestras operaciones en Brasil. Si bien la mayoría de nuestras tuberías no se encuentra asegurada, contamos con una cobertura por pérdidas y daños a terceros originados a partir de incidentes específicos, y por contaminación con petróleo. También contamos con cobertura contra riesgos relacionados con la carga, el casco y la maquinaria. Todos los proyectos y las instalaciones en construcción cuya pérdida máxima calculada sea superior a U$S60 millones están cubiertos por una póliza de construcción.

Contamos con cobertura de responsabilidad civil en relación con nuestras actividades en tierra y en mar abierto en Brasil, incluyendo riesgos ambientales tales como derrames de petróleo, con un límite máximo de responsabilidad de U$S250 millones durante un período de 12 meses. También contamos con un seguro marítimo adicional de P&I (protección e indemnización) que cubre la responsabilidad civil en relación con nuestras operaciones locales en mar abierto con un límite máximo de responsabilidad de U$S500 millones durante un período de 12 meses. En el caso de ocurrir una explosión o un evento similar en uno de nuestros equipos en mar abierto en Brasil, estas pólizas pueden suministrar cobertura combinada de responsabilidad civil con un límite máximo de responsabilidad de U$S750 millones durante un período de 12 meses.

Contamos con operaciones en más de 20 países fuera de Brasil y contamos con distintos niveles de seguros de responsabilidad civil en relación con nuestras operaciones internacionales en base a una serie de factores, incluyendo nuestras evaluaciones de riesgo país, si contamos con operaciones en tierra y en mar abierto y los requisitos legales impuestos por los diferentes países en donde operamos. También contamos con pólizas de seguro independientes de “control de pozos” en nuestras operaciones internacionales para cubrir la responsabilidad resultante de la erupción descontrolada de petróleo, gas, agua o fluido de perforación con límites máximos de responsabilidad de U$S500 millones durante un período de 12 meses dependiendo del país. En el Golfo de México de los Estados Unidos, por ejemplo, contamos con un seguro de responsabilidad civil con un límite máximo de U$S250 millones por un período de 12 meses, y un seguro de control de pozos con un límite de U$S500 millones por un período de 12 meses. Dependiendo de las circunstancias particulares, cualquiera de estas pólizas podría ser aplicable en el caso de una explosión o evento similar en uno de nuestros equipos de perforación en mar abierto en el Golfo de México de los Estados Unidos.

Nuestras pólizas de seguro locales e internacionales de responsabilidad civil de explotación cubren reclamos presentados contra Petrobras por o en representación de personas que no son empleados de Petrobras en el caso de lesión física o muerte, sujeto a los límites de cobertura establecidos anteriormente. Como regla general, nuestros proveedores deben indemnizarnos por todo reclamo que paguemos directamente a un tercero cuando por decisión de un tribunal se nos declare

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responsables de los actos de dicho proveedor. Podría exigirse a nuestros proveedores indemnizar directamente a los terceros damnificados si la acción se inicia contra dicho proveedor, o si integramos al proveedor en una acción legal iniciada en nuestra contra, de conformidad con los términos y condiciones del contrato de servicios subyacente.

Nuestras pólizas de seguro de responsabilidad civil de explotación en Brasil y fuera de Brasil cubren daños ambientales por derrames de petróleo, incluyendo responsabilidad resultante de una explosión o evento repentino y accidental similar en uno de nuestros equipos de perforación en mar abierto. Estas pólizas de seguro de responsabilidad civil de explotación cubren los costos del proceso legal, la limpieza y el saneamiento pero no cubren multas impuestas por el gobierno ni los daños punitorios. Según lo mencionado anteriormente, contamos con pólizas de seguro de “control de pozo” en relación con nuestras operaciones internacionales para cubrir reclamos por daños ambientales resultantes de explosiones en el pozo y eventos similares. No contamos con seguro de control de pozos para nuestras operaciones locales en tierra y mar abierto en Brasil.

La prima por renovación de nuestra póliza de seguro local contra daños patrimoniales por un período de 12 meses a partir de junio de 2010 fue de U$S45,1 millones, lo que representó una reducción nominal del 12% respecto del precio correspondiente al período precedente de 12 meses. El valor asegurado de nuestros activos, en el mismo período, aumentó 13,5% a U$S95.000 millones. A partir de 2001, la retención de riesgo de la Compañía se incrementó y la franquicia deducible de la Compañía podría alcanzar, en algunos casos, los U$S60 millones.

Información Adicional sobre Reservas y Producción

La producción de petróleo crudo y gas natural en Brasil se divide en producción en tierra y en mar abierto y representa el 11% y el 89% de la producción total de Brasil, respectivamente. La Cuenca Campos es una de las principales y más prolíficas cuencas en mar abierto de Brasil y cuenta con más de 59 yacimientos de hidrocarburos descubiertos, ocho grandes yacimientos de petróleo y una superficie total de aproximadamente 115.000 km

2 (28,4 millones de acres). En 2010, la producción de la Cuenca

Campos alcanzó un promedio de 1.676,9 miles de barriles por día de petróleo y 13,6 millones de metros cúbicos por día (513 millones de pies cúbicos por día) de gas natural asociado durante 2010, representando el 81,5% de nuestra producción total en Brasil. También realizamos operaciones limitadas de extracción de esquistos bituminosos de los depósitos de São Mateus do Sul, en la Cuenca Paraná de Brasil, que utilizamos para producir petróleo y gas sintéticos.

Al 31 de diciembre de 2010, nuestras reservas probadas estimadas de petróleo crudo y gas natural en Brasil totalizaban 12.140 millones de barriles de petróleo equivalente, incluyendo 10.380 millones de barriles de crudo y líquidos de gas natural y 279.670 millones de metros cúbicos (10,55 billones de pies cúbicos) de gas natural. Al 31 de diciembre de 2010, nuestras reservas locales probadas desarrolladas de crudo representaban el 67% del total de nuestras reservas locales probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo. Nuestras reservas locales probadas desarrolladas de gas natural representaban el 66% del total de nuestras reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de gas natural. Las reservas locales probadas totales de petróleo crudo se incrementaron a una tasa promedio anual del 4% durante los últimos cinco años. Las reservas probadas de gas natural se incrementaron a un promedio del 4% anual durante el mismo período.

En 2010, incorporamos 1.372 millones de barriles de petróleo equivalente de petróleo crudo y gas natural a nuestras reservas probadas locales, principalmente debido a descubrimientos en la sección anterior al estrato de sal en la Cuenca Santos (59% del total), revisiones técnicas y económicas de estimaciones previas (31% del total) y, en menor medida, una mayor recuperación a partir de yacimientos existentes y otros nuevos descubrimientos en bloques exploratorios. Con una producción de 797 millones de barriles de petróleo equivalente en Brasil correspondiente al ejercicio, estas incorporaciones a nuestra base de reservas en 2010, nos permitieron aumentar un 5% nuestras reservas probadas en Brasil.

Calculamos las reservas en base a proyecciones de producción en yacimientos que dependen de una serie de parámetros técnicos, tales como interpretación sísmica, mapas geológicos, pruebas de

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pozos, estudios de ingeniería de reservorios y datos económicos. Todas las estimaciones de reservas implican un cierto grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos geológicos y de ingeniería confiables disponibles al momento de la estimación e interpretación de los datos. En consecuencia, nuestras estimaciones se realizan utilizando los datos más confiables al momento de la estimación, de conformidad con las mejores prácticas de la industria del petróleo y del gas.

Controles Internos de Reservas Probadas

El proceso de estimación de reservas comienza con una evaluación inicial de nuestros activos a cargo de geofísicos, geólogos e ingenieros. Los Coordinadores de Reservas Corporativos (Coordenadores de Reservas Corporativo o CRC) protegen la integridad y objetividad de la estimación de nuestras reservas mediante la supervisión y provisión de soporte técnico a los Coordinadores de Reservas Regionales (Coordenadores de Reservas Regionais o CRR) quienes son responsables de la preparación de las estimaciones de reservas. Nuestros CRR y CRC poseen títulos universitarios en geofísica, geología, ingeniería del petróleo y contabilidad y han recibido capacitación en el país y en el exterior en seminarios internacionales sobre estimación de reservas. Los CRC son responsables del cumplimiento de las normas y reglamentaciones de la SEC consolidando y auditando el proceso de estimación de reservas. El técnico que supervisa la preparación de nuestras reservas locales es miembro de la SPE, con 21 años de experiencia en el tema y hace 27 años que trabaja en Petrobras. El técnico que supervisa la preparación de nuestras reservas internacionales tiene 4 años de experiencia en el tema, un doctorado en ingeniería de reservorios y hace 31 años que trabaja en Petrobras. Las estimaciones de nuestras reservas se presentan a los principales ejecutivos y están sujetas a la aprobación final del Consejo de Administración.

D&M revisó y certificó el 94,9% de nuestras estimaciones de reservas probadas locales de crudo, condensado y gas natural al 31 de diciembre de 2010. En el exterior, D&M también revisó y certificó el 91,2% de nuestras estimaciones de reservas probadas internacionales de petróleo, condensado y gas natural en yacimientos donde Petrobras se desempeña como operador al 31 de diciembre de 2010. Las estimaciones para la certificación fueron realizadas de acuerdo con la Norma 4-10 de la Reglamentación S-X de la SEC. Para obtener más información sobre nuestras reservas probadas, véase “Información Complementaria sobre la Exploración y Producción de Petróleo y Gas”, a partir de la página F-129.

Cambios en las Reservas Probadas

Las reservas no desarrolladas probadas de toda la Compañía (sociedades consolidadas y no consolidadas) han registrado una reducción total neta de 447,9 millones de barriles de petróleo equivalente al cierre del ejercicio 2010 con respecto al cierre del ejercicio 2009. En consecuencia, al 31 de diciembre de 2010 las reservas probadas no desarrolladas de toda la Compañía totalizaron 4.354,27 millones de barriles de petróleo equivalente en comparación con 4.802,1 millones de barriles de petróleo equivalente al 31 de diciembre de 2009.

Las reservas no desarrolladas probadas de Brasil disminuyeron 500,1 millones de barriles de petróleo equivalente, mientras que fuera de Brasil aumentaron 52,2 millones de barriles de petróleo equivalente, o sea una reducción neta de 447,9 millones de barriles de petróleo equivalente en toda la Compañía. El principal factor que contribuyó a la reducción neta de nuestras reservas no desarrolladas probadas de Brasil en 2010 con respecto a 2009 fue la conversión de reservas no desarrolladas probadas en reservas desarrolladas probadas. Convertimos un total neto de 1.349,1 millones de barriles de petróleo equivalente de nuestras reservas no desarrolladas probadas en reservas desarrolladas probadas de Brasil en 2010 principalmente a través de la puesta en marcha de la producción en las plataformas P-57, FPSO Capixaba y FPSO Cidade de Santos en las Cuencas Campos y Santos. Los volúmenes convertidos de reservas no desarrolladas probadas a reservas desarrolladas probadas de Brasil superaron los volúmenes de reservas no desarrolladas probadas incorporados a nuestras reservas locales en 2010 como resultado de nuevos descubrimientos en las secciones anteriores al estrato de sal en la Cuenca Santos y de revisiones técnicas en la Cuenca Campos que incluyeron ajustes históricos y un aumento de la producción de proyectos piloto. La incorporación neta de 52,2 millones de barriles de

82

petróleo equivalente de reservas no desarrolladas probadas fuera de Brasil se debió principalmente a reservas recientemente estimadas en Perú. Los volúmenes de reservas descriptos anteriormente son "netos" si sólo incluyen la participación proporcional de Petrobras en los volúmenes de reservas y excluyen las reservas correspondientes a nuestros socios.

En 2010, invertimos un total de U$S9.720 millones para convertir reservas no desarrolladas probadas en reservas desarrolladas probadas, de las cuales aproximadamente el 92,8% (U$S9.020 millones) fue invertido en Brasil. Convertimos un total de 1.373,0 millones de barriles de petróleo equivalente de reservas no desarrolladas probadas en reservas desarrolladas probadas en 2010, de las cuales aproximadamente el 98,3% (1.349,1 millones de barriles de petróleo equivalente) eran reservas brasileñas. En los últimos años, hemos desarrollado proyectos y aumentado las inversiones para convertir nuestras reservas no desarrolladas probadas en reservas desarrolladas probadas.

Al cierre del ejercicio 2010 contábamos con un total de 4.354,27 millones de barriles de petróleo equivalente de reservas no desarrolladas probadas, de las cuales aproximadamente el 7,4% (323,52 millones de barriles de petróleo equivalente) permaneció como no desarrolladas durante cinco años o más como resultado de varios factores que afectan el desarrollo y la producción, incluida la complejidad inherente de los proyectos de desarrollo en aguas ultra profundas, en especial en Brasil, y las limitaciones de capacidad de nuestra infraestructura existente. Una parte de los 323,52 millones de barriles de petróleo equivalente de reservas no desarrolladas probadas que permanecieron como no desarrolladas por cinco años o más consiste en petróleo crudo pesado ubicado en el área de Parque das Baleias en la Cuenca Campos en mar abierto en Brasil. Originalmente informamos estas reservas como reservas no desarrolladas probadas entre 2003 y 2004 luego de finalizar un plan de desarrollo para la región de Parque das Baleias. Sin embargo, debido al descubrimiento de petróleo crudo liviano de mayor valor que tuvo lugar en 2007 en la misma región, postergamos deliberadamente la producción de estas reservas no desarrollas probadas hasta que pudiéramos asignar la infraestructura para aguas ultra profundas y los recursos de producción necesarios para desarrollar simultáneamente nuestras reservas no desarrolladas probadas existentes de petróleo crudo pesado y el crudo liviano recientemente descubierto en las secciones anteriores al estrato de sal. Iniciamos una prueba de pozo de alcance extendido en los reservorios anteriores al estrato de sal de la región de Parque das Baleias en 2008, y en 2010 comenzamos la producción a través de la unidad FPSO Capixaba. Como resultado, hemos reclasificado una parte de las reservas no desarrolladas probadas en la región de Parque das Baleias que permanecieron como no desarrolladas por cinco años como reservas desarrolladas probadas al cierre del ejercicio 2010. La parte restante de nuestras reservas no desarrolladas probadas que permanecieron como no desarrolladas por cinco años o más comprendía reservas en yacimientos poco profundos en la Cuenca Campos, en relación con lo cual hemos invertido en la infraestructura necesaria, incluyendo plataformas y pozos, para poder iniciar la producción durante el primer semestre de 2011.

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El siguiente cuadro describe nuestra producción de petróleo crudo, gas natural, petróleo sintético y gas sintético por área geográfica en 2010, 2009 y 2008:

Producción de Hidrocarburos por Area Geográfica

2010 2009 2008

Petróleo (miles de barriles por día)

(5)

Petróleo Sintético (miles de barriles por día)

(4)

Gas Natural. (millones de pies cúbicos por día)

(1)

Gas Sintético (millones de pies cúbicos por día)

(1)(4)

Total (miles de barriles

de petróleo

equivalente por día)

Petróleo (miles de barriles por día)

Petróleo Sintético (miles de barriles por día)

(4)

Gas Natural

(millones de pies cúbicos

por día)(1)

Gas Sintético (millones de pies cúbicos por día)

(1)(4)

Total (miles de barriles

de petróleo

equivalente por día)

Petróleo (miles de barriles por día)

Petróleo Sintético (miles de barriles por día)

(4)

Gas Natural

(millones de pies cúbicos por día)

(1)

Gas Sintético (millones de pies cúbicos por día)

(1)(4)

Total (miles de barriles

de petróleo

equivalente por

día)

Brasil: Campo Roncador (2)................................343,4 0,0 161,2 0,0 370,3 368,9 0,0 163,7 0,0 396,2 267,6 0,0 119,4 0,0 287,5

Otros ................................................................1.657,1 3,6 805,3 1,9 1.795,2 1.598,1 3,8 615,0 4,4 1.705,2 1.583,9 3,2 876,2 3,8 1.733,8

Total Brasil ................................ 2.000,5 3,6 966,5 1,9 2.165,5 1.967,0 3,8 778,7 4,4 2.101,4 1.851,5 3,2 995,6 3,8 2.021,3

Internacional: América del Sur (excepto Brasil) ................................................................80,2 0,0 553,3 0,0 172,4 85,6 0,0 569,3 0,0 180,4 97,3 0,0 571,2 0,0 192,5 América del Norte ................................1,3 0,0 8,9 0,0 2,8 1,5 0,0 10,6 0,0 3,3 1,7 0,0 13,3 0,0 3,9

Africa ................................................................56,5 0,0 0,0 0,0 56,5 44,3 0,0 0,0 0,0 44,3 7,9 0,0 0,0 0,0 7,9

Total Internacional ................ 138,0 0,0 562,2 0,0 231,7 131,4 0,0 579,9 0,0 228,0 106,9 0,0 584,5 0,0 204,3

Total producción consolidada ......................... 2.138,5 3,6 1.528,7 1,9 2.397,2 2.098,4 3,8 1.358,6 4,4 2.329,4 1.958,4 3,2 1.580,1 3,8 2.225,6

Afiliadas con part. en el cap. y afiliadas no consolidadas:(3)

América del Sur (excepto Brasil)................................ 7,5 0,0 4,2 0,0 8,2 9,3 0,0 5,6 0,0 10,2 13,0 0,0 21,5 0,0 16,6

Producción mundial ................................2.146,0 3,6 1.532,9 1,9 2.405,4 2.107,7 3,8 1.364,2 4,4 2.339,6 1.971,4 3,2 1.601,6 3,8 2.242,2

(1) Las cifras correspondientes a la producción de gas natural reflejan los volúmenes de producción de gas natural disponibles para la venta, excluyendo el gas quemado y reinyectado y el gas consumido en las operaciones.

(2) El campo Roncador se incluye en forma separada ya que contiene más del 15% del total de nuestras reservas probadas. (3) Compañías en las que Petrobras es titular de una participación minoritaria. (4) Petrobras produce petróleo sintético y gas sintético a partir de los depósitos de esquistos bituminosos en São Mateus do Sul, en la Cuenca Paraná de Brasil.

(5) La producción de petróleo incluye GNL y producción correspondiente a pruebas de pozo de alcance extendido

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El siguiente cuadro indica nuestras reservas netas probadas estimadas desarrolladas y no desarrolladas de crudo y gas natural por región al 31 de diciembre de 2010.

Reservas Netas Probadas Estimadas Desarrolladas y no Desarrolladas

Categoría de Reservas Reservas

Petróleo (millones

de barriles)

Gas Natural (mil

millones de pies

cúbicos)

Total petróleo y gas natural

(millones de barriles de petróleo

equivalente)

Petróleo Sintético (millones

de barriles)(1)

Gas Sintético

(mil millones de pies

cúbicos)(1)

Total Petróleo Sintético y Gas

Sintético (millones de barriles de petróleo

equivalente)

Total productos derivados del

petróleo y gas (millones de barriles de petróleo

equivalente)

Probadas desarrolladas: Brasil .............................................................. 6.931,5 6.975,2 8.094,0 7,4 12,0 9,4 8.103,4 Internacional

América del Sur (excepto Brasil) ................ 118,7 489,2 200,2 0,0 0,0 0,0 200,2 América del Norte ...................................... 4,6 30,3 9,7 0,0 0,0 0,0 9,7

Africa.......................................................... 59,6 40,4 66,3 0,0 0,0 0,0 66,3

Total Internacional ..................................... 182,9 559,9 276,2 0,0 0,0 0,0 276,2

Total reservas probadas consolidadas............ 7.114,4 7.535,1 8.370,2 7,4 12,0 9,4 8.379,6 Afiliadas con part. en el cap. y afiliadas no

consolidadas

América del Sur (excepto Brasil) ............... 18,7 25,1 22,9 – – – 22,9

Total reservas probadas desarrolladas.......... 7.133,1 7.560,2 8.393,1 7,4 12,0 9,4 8.402,5 Probadas no desarrolladas: Brasil .............................................................. 3.447,5 3.578,9 4.044,0 0,0 0,0 0,0 4.044,0 Internacional

América del Sur (excepto Brasil) ................ 91,1 746,4 215,5 0,0 0,0 0,0 215,5 América del Norte ...................................... 5,5 21,5 9,1 0,0 0,0 0,0 9,1

Africa.......................................................... 65,3 – 65,3 0,0 0,0 0,0 65,3

Total Internacional ..................................... 161,9 767,9 289,9 0,0 0,0 0,0 289,9 Total reservas probadas consolidadas............ 3.609,4 4.346,8 4.333,9 0,0 0,0 0,0 4.333,9 Afiliadas con part. en el cap. y afiliadas no

consolidadas América del Sur (excepto Brasil) ............... 14,7 34,6 20,5 0,0 0,0 0,0 20,5

Total reservas probadas no desarrolladas..... 3.624,1 4.381,4 4.354,4 0,0 0,0 0,0 4.354,4

Total reservas probadas (desarrolladas y no desarrolladas) ............................. 10.757,2 11.941,6 12.747,5 7,4 12,0 9,4 12.756,9

____________ (1) Los volúmenes de petróleo sintético y gas sintético de los depósitos de esquistos bituminosos en la Cuenca Paraná en Brasil han

sido incluidos en nuestras reservas probadas de acuerdo con las normas de la SEC aplicables a la estimación y presentación de información de las cantidades de reservas.

85

El siguiente cuadro resume la información sobre los cambios en el total de reservas probadas correspondientes a 2010, 2009 y 2008:

Total de Reservas Probadas Desarrolladas y no Desarrolladas (solo sociedades consolidadas)

Petróleo (millones

de barriles)

Gas Natural (mil

millones de pies

cúbicos)

Total petróleo y gas natural

(millones de barriles de petróleo

equivalente)

Petróleo Sintético

(millones de barriles)

Gas Sintético

(mil millones de

pies cúbicos)

Total petróleo sintético y gas

sintético (millones de barriles de petróleo

equivalente)

Total productos derivados del petróleo y gas (millones de barriles de petróleo

equivalente)

Información sobre cantidad de reservas correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010

1º de enero de 2010................................... 10.262,3 11.982,5 12.092,7 6,8 5,6 7,8 12.100,5 Revisiones de estimaciones previas ........... 375,8 330,8 431,0 1,7 8,3 3,1 434,1 Recuperación mejorada ............................. 29,6 15,0 32,1 0,0 0,0 0,0 32,1 Compras de minerales in situ ..................... 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Extensiones y descubrimientos .................. 804,6 1.284,6 1.018,7 0,0 0,0 0,0 1.018,7 Producción ................................................. (742,5) (730,1) (864,2) (1,2) (1,9) (1,5) (865,7)

Ventas de minerales in situ ........................ (6,0) (1,1) (6,2) 0,0 0,0 0,0 (6,2)

31 de diciembre de 2010............................ 10.723,8 11.881,8 12.704,1 7,3 12,0 9,4 12.713,5

Información sobre cantidad de reservas correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009

1º de enero de 2009................................... 9.105,5 12.139,4 11.128,7 0,0 0,0 0,0 11.128,7 Revisiones de estimaciones previas ........... 1.735,1 (522,0) 1.648,1 0,0 0,0 0,0 1.648,1 Recuperación mejorada ............................. 21,3 1,0 21,5 0,0 0,0 0,0 21,5 Compras de minerales in situ ..................... 99,4 110,3 117,8 0,0 0,0 0,0 117,8 Extensiones y descubrimientos .................. 135,2 146,5 159,6 8,0 6,6 9,1 168,7 Producción ................................................. (735,0) (782,7) (865,5) (1,0) (1,0) (1,2) (866,7)

Ventas de minerales in situ ........................ (99,4) (110,3) (117,8) 0,0 0,0 0,0 (117,8)

31 de diciembre de 2009............................ 10.262,1 10.982,2 12.092,4 7,0 5,6 7,9 12.100,3

Información sobre cantidad de reservas correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008

1º de enero de 2008................................... 9.552,8 12.479,8 11.632,8 0,0 0,0 0,0 11.632,8 Revisiones de estimaciones previas ........... 130,2 195,2 162,7 0,0 0,0 0,0 162,7 Recuperación mejorada ............................. 29,8 7,5 31,1 0,0 0,0 0,0 31,1 Compras de minerales in situ ..................... 12,3 123,1 32,8 0,0 0,0 0,0 32,8 Extensiones y descubrimientos .................. 76,2 152,7 101,7 0,0 0,0 0,0 101,7 Producción ................................................. (685,1) (818,9) (821,6) 0,0 0,0 0,0 (821,6)

Ventas de minerales in situ ........................ (10,7) 0,0 (10,7) 0,0 0,0 0,0 (10,7)

31 de diciembre de 2008............................ 9.105,5 12.139,4 11.128,8 0,0 0,0 0,0 11.128,8

____________ Los volúmenes de producción de gas natural utilizados en el cálculo de este cuadro son los volúmenes netos extraídos de las reservas probadas de Petrobras, incluidos los volúmenes de gas quemado y reinyectado y el gas consumido en las operaciones. Como resultado, los volúmenes de producción de gas natural indicados en este cuadro difieren de los que figuran en el cuadro de producción anterior, que indica los volúmenes de producción de gas natural disponibles para la venta.

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Los siguientes cuadros indican el número de pozos de petróleo y gas natural productivos brutos y netos y la superficie total bruta y neta de reservas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo y gas natural en los que Petrobras tenía participación al 31 de diciembre de 2010.

Pozos Productivos Brutos y Netos y Superficie Bruta y Neta de Reservas Desarrolladas y No desarrolladas

Al 31 de diciembre de 2010

Petróleo Gas Natural Petróleo Sintético Gas Sintético

Pozos Productivos Brutos y Netos: (1) Brutos Netos Brutos Netos Brutos Netos Brutos Netos

Subsidiarias consolidadas Brasil ........................................................... 8.196 8.192 267 262 0 0 0 0 Internacional

América del Sur (excepto Brasil)................. 5.120 3.856 920 829 0 0 0 0 América del Norte ...................................... 10 5 8 4 0 0 0 0 Africa ............................................... 37 7 0 0 0 0 0 0

Total internacional ...................................... 5.167 3.868 928 833 0 0 0 0

Total consolidado ........................................ 13.363 12.060 1.195 1.095 0 0 0 0

Afiliadas con part. en el cap. y afiliadas no consolidadas:

América del Sur (excepto Brasil)................. 391 103 31 11 0 0 0 0

Total pozos productivos brutos y netos........ 13.754 12.163 1.226 1.106 0 0 0 0

Al 31 de diciembre de 2010

Petróleo Gas Natural Petróleo Sintético Gas Sintético

(en acres)

Superficie bruta y neta de reservas desarrolladas:

Bruta Neta Bruta Neta Bruta Neta Bruta Neta

Brasil ...........................................................3.919.314 3.696.159 144.719 120.901 34.595 34.595

0 0

Internacional América del Sur (excepto Brasil).................898.236 593.463 1.602.877 989.453 0 0 0 0 América del Norte ................................ 10.535 6.033 18.997 7.197 0 0 0 0 Africa ..........................................................343.003 53.554 0 0 0 0 0 0

Total internacional ......................................1.251.774 653.050 1.621.874 996.650 0 0 0 0

Total consolidado ........................................5.171.088 4.349.209 1.766.593 1.117.551 34.595 34.595 0 0

Afiliadas con part. en el cap. y afiliadas no consolidadas:

América del Sur (excepto Brasil).................262.624 64.095 12.067 3.898 0 0 0 0

Total superficie bruta y neta de reservas desarrolladas ................................5.433.712 4.413.304 1.778.660 1.121.449 34.595 34.595 0 0

Al 31 de diciembre de 2010

Petróleo Gas Natural Petróleo Sintético Gas Sintético

(en acres)

Superficie bruta y neta de reservas no desarrolladas:

Bruta Neta Bruta Neta Bruta Neta Bruta Neta

Brasil ...........................................................930.046 752.708 528.864 519.899 0 0 0 0 Internacional

América del Sur (excepto Brasil) .................759.489 639.742 2.744.955 1.775.942 0 0 0 0 América del Norte....................................... 2.799 2.744 2.551 2.048 0 0 0 0 Africa ..........................................................301.571 51.903 0 0 0 0 0 0

Total internacional.......................................1.063.859 694.389 2.747.506 1.777.990 0 0 0 0

Total consolidado.........................................1.993.905 1.447.097 3.276.370 2.297.889 0 0 0 0

Afiliadas con part. en el cap. y afiliadas no consolidadas:

América del Sur (excepto Brasil) .................180.595 46.211 29.830 9.883 0 0 0 0

Total superficie bruta y neta de reservas no desarrolladas.............................2.174.500 1.493.308 3.306.200 2.307.772 0 0 0 0

(1) Un pozo “bruto” o una superficie “bruta” es un pozo o una superficie en el/la cual se posee una participación operativa

total o fraccional, mientras que el número de pozos “netos” o superficies “netas” es la suma de todas las participaciones operativas totales o fraccionales en pozos o superficies brutas.

.

87

El siguiente cuadro indica el número de pozos de exploración y desarrollo productivos y secos netos perforados en los últimos tres años.

Pozos de Exploración y Desarrollo Productivos y Secos Netos

2010 2009 2008

Pozos de exploración productivos netos perforados: Subsidiarias consolidadas: Brasil ................................................................................... 60,1 35,7 50,3 América del Sur (excepto Brasil) ......................................... 3,7 1,2 2,2 América del Norte............................................................... 0,0 0,2 0,8 Africa .................................................................................. 0,2 0,5 0,1 Otros................................................................................... 0,7 0,0 1,3

Total subsidiarias consolidadas ...................................... 64,7 37,6 54,7 Afiliadas con part. en el cap. y afiliadas no

consolidadas:

América del Sur (excepto Brasil) ..................................... 0,0 0,0 0,0

Total pozos de exploración productivos perforados......... 64,7 37,6 54,7

Pozos de exploración secos netos perforados:

Subsidiarias consolidadas: Brasil ................................................................................... 39,5 55,7 71,2 América del Sur (excepto Brasil) ......................................... 2,6 2,0 6,6 América del Norte............................................................... 0,0 1,0 0,3 Africa .................................................................................. 1,7 1,1 0,0 Otros .................................................................................. 0,0 0,0 0,0

Total subsidiarias consolidadas ...................................... 43,8 59,8 78,1

Afiliadas con part. en el cap. y afiliadas no consolidadas:

Venezuela ....................................................................... 0,0 0,0 0,00

Total pozos de exploración secos perforados................... 43,8 59,8 78,1 Total pozos netos perforados.......................................... 108,5 97,4 132,8

Pozos de desarrollo productivos netos perforados: Subsidiarias consolidadas: Brasil ................................................................................... 555,3 546,2 369,0 América del Sur (excepto Brasil) ......................................... 179,6 57,0 163,2 América del Norte............................................................... 1,1 0,0 0,0 Africa .................................................................................. 1,3 1,7 2,2 Otros .................................................................................. 0,0 0,0 0,0

Total subsidiarias consolidadas ...................................... 737,3 604,9 534,4 Afiliadas con part. en el cap. y afiliadas no

consolidadas:

Venezuela ....................................................................... 4,0 6,0 6,0

Total pozos de desarrollo productivos perforados ........... 741,3 610,9 540,4 Pozos de desarrollo secos netos perforados:

Subsidiarias consolidadas: Brasil ............................................................................. 3,0 9,8 4,0 América del Sur (excepto Brasil) .................................... 0,0 0,0 0,0 América del Norte.......................................................... 0,0 0,0 0,0 Africa ............................................................................. 0,0 0,0 0,0 Otros ............................................................................. 0,0 0,0 0,0

Total subsidiarias consolidadas ................................. 3,0 9,8 4,0 Afiliadas con part. en el cap. y afiliadas no

consolidadas:

Venezuela .................................................................. 0,0 0,0 1,0

Total pozos de desarrollo secos perforados........ 3,0 9,8 5,0

Total pozos netos perforados............................. 744,3 620,7 545,4

88

El siguiente cuadro resume el número de pozos en proceso de ser perforados al 31 de diciembre de 2010. Para obtener más información sobre nuestras actividades de exploración y producción en curso en Brasil véase “Exploración y Producción”. Nuestras actuales actividades de exploración y producción en el exterior se describen en “Internacional”.

Número de Pozos en proceso de ser perforados al 31 de diciembre de 2010

Cierre del ejercicio 2010

Bruto Neto

Perforación de pozos Subsidiarias consolidadas:

Brasil ...................................................................................... 32,0 24,9 Internacional: América del Sur (excepto Brasil)............................................. 227,0 186,1 América del Norte .................................................................. 2,0 1,1 Africa ...................................................................................... 16,0 3,3 Otros ...................................................................................... 2,0 0,7

Total Internacional............................................................. 247,0 191,2

Total producción consolidada ............................................ 279,0 216,1 Afiliadas con part.en el cap y afiliadas no consolidadas:

Venezuela............................................................................... 14,0 4,0

Total perforación de pozos............................................................. 293,0 220,1

89

El siguiente cuadro indica los precios promedio de producción y los costos promedio de producción por área geográfica y por tipo de producto correspondientes a los últimos tres ejercicios.

Brasil

América del Sur (excepto

Brasil) América del

Norte Africa Total

Afiliadas con part. en el

cap. y afiliadas no

consolidadas (2)

(U$S) Durante 2010

Precios promedio de prod. Petróleo, por barril ....................... 74,66 57,17 74,53 79,44 74,12 75,54 Gas natural, por mil pies

cúbicos (1) ................................ 2,60 2,55 4,56 - 2,49 - Petróleo sintético, por barril ......... 66,78 - - - 66,78 - Gas sintético, por mil pies

cúbicos ................................ 7,06 - - - 7,06 - Costos promedio de

producción, por barril – total .......................................... 13,17 8,10 23,15 4,37 12,54 6,26

Durante 2009 Precios promedio de prod.

Petróleo, por barril ....................... 54,22 46,00 62,23 68,09 54,18 64,64 Gas natural, por mil pies

cúbicos (1) ................................ 3,76 2,06 3,87 – 2,87 – Petróleo sintético, por barril ......... 50,88 – – – 50,88 – Gas sintético, por mil pies

cúbicos ................................ 2,97 – – – 2,97 – Costos promedio de

producción, por barril – total .............................................. 9,91 7,06 22,64 9,15 9,69 17,12

Durante 2008 Precios promedio de prod.

Petróleo, por barril ....................... 81,55 61,96 108,05 67,65 80,54 87,96 Gas natural, por mil pies

cúbicos (1) ................................ 6,69 2,58 9,94 – 5,07 – Petróleo sintético, por barril ......... – – – – – – Gas sintético, por mil pies

cúbicos ................................ – – – – – – Costos promedio de

producción, por barril – total .............................................. 12,34 6,40 17,49 7,28 11,82 20,98

(1) Los volúmenes de gas natural utilizados para el cálculo en este cuadro corresponden a los volúmenes de producción de gas natural disponibles para la venta y se incluyen también en el cuadro de producción anterior.

(2) Operaciones en Venezuela.

90

Item 4A. Comentarios no resueltos del Personal

No aplicable.

Item 5. Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras

Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones de Petrobras

El siguiente análisis de la situación financiera y de los resultados de las operaciones de la Compañía deberá leerse junto con los estados contables consolidados auditados y las notas correspondientes, a partir de la página F-2 de este informe anual.

Información General

Los ingresos de la Compañía provienen de:

• ventas internas, que consisten principalmente en ventas de productos derivados del petróleo (tales como gas oil, gasolina, combustible para aviones, nafta, fuel oil y gas licuado de petróleo), gas natural, etanol, electricidad y productos petroquímicos;

• ventas por exportaciones, que consisten principalmente en ventas de crudo y derivados del petróleo;

• ventas internacionales (no incluye ventas por exportaciones), que consisten en ventas de crudo, gas natural y productos derivados del petróleo que se adquieren, producen y refinan en el exterior; y

• otras fuentes de ingresos, incluidos servicios, ingresos por inversiones y ganancias por diferencia de cambio.

Los gastos de la Compañía comprenden:

• costos de ventas (compuestos por costos de mano de obra, costos operativos y adquisición de crudo y productos derivados del petróleo); mantenimiento y reparación de bienes de uso; depreciación y amortización de activos fijos; agotamiento de yacimientos petrolíferos; y costos de exploración;

• gastos de comercialización (que incluyen gastos de transporte y distribución de nuestros productos) y gastos generales y de administración; y

• gastos por intereses y pérdidas monetarias y por diferencia de cambio.

Las variaciones en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía son

el resultado de una combinación de factores, tales como:

• el volumen de crudo, productos derivados del petróleo y gas natural que la Compañía produce y vende;

• las variaciones de los precios internacionales del crudo y de los productos derivados del petróleo, que están denominados en dólares estadounidenses;

• las variaciones de los precios internos del crudo y de los productos derivados del petróleo, que están denominados en reales;

• las variaciones de los tipos de cambio real/dólar estadounidense y, en menor medida, peso argentino/dólar estadounidense; y

91

• el monto de impuestos sobre la producción que debe pagar la Compañía por sus operaciones.

Volúmenes y Precios de Venta

La rentabilidad de las operaciones de la Compañía en un período contable determinado está relacionada con el volumen y el precio de venta del crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural que vende. En 2010, nuestras ventas netas consolidadas ascendieron a aproximadamente 1.343.167 miles de barriles de petróleo equivalente que representan ingresos operativos netos por U$S120.052 millones, comparado con 1.215.087 miles de barriles de petróleo equivalente que representan ingresos operativos netos por U$S91.869 millones en 2009, y aproximadamente 1.227.106 miles de barriles de petróleo equivalente que representan ingresos operativos netos por U$S118.257 millones en 2008.

En calidad de empresa verticalmente integrada, procesamos la mayor parte de nuestra producción de crudo en nuestras refinerías y vendemos los productos derivados del petróleo refinados principalmente en el mercado interno brasileño. Por lo tanto, son los precios de los productos derivados del petróleo y no los precios del crudo, los que afectan más directamente a nuestros resultados financieros. Sin embargo, en la medida en que se incremente la producción de crudo y aumenten las exportaciones, la producción de crudo tendrá una mayor importancia relativa.

Los precios de los productos derivados del petróleo varían en el tiempo en función de muchos factores, entre ellos el precio del crudo. En el largo plazo, nuestro objetivo es vender nuestros productos en Brasil a precio de paridad internacional. Sin embargo, no ajustamos los precios de la gasolina, gas oil y GLP para reflejar la volatilidad a corto plazo en los mercados internacionales. En consecuencia, reducciones o aumentos rápidos o sostenidos significativos en el precio internacional del crudo y de los productos derivados del petróleo podrían dar como resultado márgenes de downstream substancialmente diferentes a los márgenes de otras compañías petroleras internacionales integradas, en un determinado ejercicio económico.

El precio promedio del crudo Brent, el petróleo de referencia del mercado internacional, fue de aproximadamente U$S79,47 por barril en 2010, U$S61,51 por barril en 2009 y U$S96,99 por barril en 2008. En diciembre de 2010, el precio promedio del barril de crudo Brent fue de U$S91,80. En el primer trimestre de 2011, el precio del barril de crudo promedió U$S104,97. En junio de 2009 anunciamos reducciones del 4,5% en el precio de la gasolina y del 15% en el precio del gas oil en el mercado interno para reflejar los precios internacionales de los productos derivados del petróleo. El aumento del CIDE por parte del gobierno federal de Brasil compensó totalmente la reducción de los precios de la gasolina y compensó parcialmente la reducción de los precios del gas oil. Desde junio de 2009, no se han producido cambios en los precios del gas oil y de la gasolina.

Durante 2010, aproximadamente el 68,2% de nuestros ingresos operativos netos

correspondieron a la venta de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo en Brasil comparado con 72,3% en 2009 y 60,9% en 2008. Al disminuir los ingresos por exportaciones de crudo y productos derivados del petróleo, aumentaron las ventas internas como porcentaje de los ingresos operativos netos.

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Los ingresos de la Compañía provienen principalmente de las ventas en Brasil. El siguiente cuadro

presenta las ventas internas por volumen de productos derivados del petróleo, gas natural y etanol correspondientes a 2010, 2009 y 2008:

Ejercicio Finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009 2008

Volumen

Precio Promedio

Neto

Ingresos Operativos

Netos Volumen

Precio Promedio

Neto

Ingresos Operativos

Netos Volumen

Precio Promedio

Neto

Ingresos Operativos

Netos

(miles de barriles, salvo especificación en contrario)

(U$S)

(1)

(millones de U$S)

(miles de barriles, salvo especificación en contrario)

(U$S)

(1)

(millones de U$S)

(miles de barriles, salvo especificación en contrario)

(U$S)

(1)

(millones de U$S)

Productos energía: Gasolina para automotores................. 143.947 81,59 11.744 123.412 73,55 9.077 114.544 91,44 10.474 Gas oil.................................................. 295.297 97,51 28.793 270.099 93,71 25.312 273.877 109,65 30.030 Etanol.................................................. 155 70,97 11 294 71,43 21 34 58,82 2 Fuel oil (incluyendo combustible bunker) ..............................................

36.481 68,61 2.503 37.235 48,23 1.796 35.541 82,29 2.925

Gas licuado de petróleo ...................... 79.695 47,27 3.767 76.759 41,00 3.148 77.796 45,42 3.533

Total productos energía ...................... 555.575 46.818 507.799 39.354 501.792 46.964 Productos no energía:

Nafta petroquímica ............................. 61.111 64,33 3.931 59.832 44,07 2.637 55.135 80,91 4.461 Otros ................................................... 140.648 91,75 12.904 133.836 65,11 8.714 112.198 104,77 11.755

Total productos no energía ................. 201.759 16.835 193.668 11.351 167.333 16.216

Gas natural (boe)................................ 116.271 40,44 4.702 87.468 39,55 3.459 114.100 44,64 5.093

Subtotal .................................................. 873.605 78,24 68.355 788.934 68,65 54.164 783.225 87,17 68.273 Ventas netas - distribución..................... 277.822 135,14 37.545 227.320 131,12 29.807 254.971 121,21 30.904 Ventas netas internas............................. (285.172) 84,04 (23.967) (265.697) 66,11 (17.564) (247.738) 109,42 (27.107)

Total mercado interno........................... 866.255 94,58 81.933 750.558 88,48 66.407 790.458 91,17 72.070

Ventas netas de exportación.................. 253.063 74,75 18.916 244.974 55,32 13.551 235.349 83,31 19.607 Ventas netas internacionales ................. 53.183 145,01 7.712 103.056 57,03 5.877 59.713 101,73 6.075 Otros ...................................................... 170.666 54,50 9.301 116.499 42,76 4.982 141.586 129,74 18.370

Subtotal .................................................. 476.912 75,34 35.929 464.529 52,55 24.410 436.648 100,89 44.052

Servicios ................................................. — — 2.190 — — 1.052 — — 2.135

Ventas netas consolidadas ....................1.343.167 120.052 1.215.087 91.869 1.227.106 118.257

(1) Precio promedio neto calculado dividiendo las ventas netas por el volumen correspondiente al ejercicio.

Efecto de los Impuestos sobre las Ganancias de la Compañía

Además de los impuestos que debemos pagar en representación de los consumidores a los gobiernos federales, estaduales y municipales, tales como el Impuesto sobre Circulación de Mercaderías y Servicios (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços o ICMS), debemos pagar tres tipos de cargas principales sobre nuestras actividades de producción de petróleo en Brasil: regalías, impuestos por participación especial e impuestos locativos. Véase el Item 4. “Información sobre la Compañía – Reglamentación de la Industria del Petróleo y del Gas en Brasil – Reglamentación sobre Exploración y Desarrollo” y el Item 3. “Información Clave – Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con Brasil”.

Estos impuestos aplicados por el gobierno federal de Brasil se incluyen en el costo de las mercaderías vendidas. Además, estamos sujetos al pago de una alícuota del 25% en concepto de impuesto a las ganancias y del 9% en concepto de cargas sociales, que es la alícuota estándar aplicada a las empresas en Brasil. Véase la Nota 3 a los estados contables consolidados auditados de la Compañía correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010.

93

Inflación y Variación del Tipo de Cambio

Inflación

Desde la introducción del real como moneda de curso legal en Brasil en julio de 1994, la inflación de este país se mantuvo relativamente estable. La inflación fue del 5,90% en 2010, 4,31% en 2009 y 5,90% en 2008 medida por el IPCA (Indice Nacional de Precios al Consumidor). La inflación ha afectado, y probablemente continúe afectando, nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

Variación del Tipo de Cambio

Desde que la Compañía adoptó el real como moneda funcional en 1998, las fluctuaciones del valor del real con respecto al dólar han tenido múltiples efectos en los resultados de nuestras operaciones.

La moneda que se utiliza para presentar informes financieros correspondientes a todos los períodos es el dólar estadounidense. La Compañía mantiene los registros financieros en reales y convierte los estados contables a dólares al tipo de cambio promedio correspondiente al período. Si bien una parte substancial de los ingresos de la Compañía es en reales, dichos ingresos han estado, y continúan estando, vinculados a los precios internacionales que toman como base el dólar, dado que prácticamente todas nuestras ventas son de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo. Cuando el real se aprecia frente al dólar, como sucedió desde 2003 hasta el primer semestre de 2008, se produce en general un aumento de los ingresos y gastos en dólares estadounidenses. Cuando el real se aprecia, los precios de nuestros productos en reales pueden mantenerse constantes, mientras que aumentan en términos de dólares.

En 2010 el real se apreció 13,5% frente al dólar comparado con un devaluación del 8,1% en 2009 y una apreciación del 5,7% en 2008. Cuando el real se debilita frente al dólar, nuestros precios en dólares disminuyen, a menos que aumentemos los precios.

Los ajustes por conversión de moneda extranjera tienen un impacto significativo sobre el balance de una compañía como la nuestra, cuyos activos están principalmente denominados en reales, pero cuya deuda está principalmente denominada en moneda extranjera. El valor de los activos disminuye en dólares cuando se devalúa el real. Las variaciones en el valor de los activos se imputan al patrimonio neto, pero no afectan necesariamente el flujo de fondos dado que nuestros ingresos y ganancias en efectivo están en gran medida vinculados al dólar y una parte de nuestros gastos operativos están vinculados al real. Para obtener información adicional sobre la conversión de montos en reales a dólares estadounidenses, véase la Nota 2 a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010.

La variación del tipo de cambio también afecta el monto de las utilidades no asignadas, disponibles para distribución, al ser calculadas en dólares. Los montos indicados como disponibles para distribución en los registros contables reglamentarios se calculan en reales y se preparan de conformidad con los principios contables brasileños y aumentan o disminuyen al ser calculados en dólares cuando el real se aprecia o devalúa frente al dólar. Además, la variación del tipo de cambio genera ganancias y pérdidas por diferencia de cambio que se incluyen en los resultados de las operaciones determinados de conformidad con los principios contables brasileños y que afectan el monto de nuestras utilidades no asignadas, disponibles para distribución.

Resultados de las Operaciones

Las diferencias en los resultados de las operaciones entre un ejercicio y otro son el resultado de una combinación de factores, entre los que básicamente se incluyen los siguientes: el volumen de crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural que producimos y vendemos, el precio al que vendemos el crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural y la diferencia entre la tasa de inflación brasileña y la devaluación o apreciación del real frente al dólar.

94

El siguiente cuadro presenta la variación de cada una de estas variables durante los tres últimos ejercicios:

2010 2009 2008

Producción de petróleo crudo y LGN (miles de barriles por día): Brasil ........................................................................................................ 2.004 1.971 1.855 Internacional ............................................................................................ 144 132 111

Producción internacional no consolidada (1) .................................... 8 10 13

Producción total de petróleo crudo y LGN ...................................................... 2.156 2.113 1.979

Variación de la producción de petróleo crudo y LGN ..................................... 2,0% 6,8% 3,2% Precio de venta promedio del crudo (barriles en U$S):

Brasil ........................................................................................................ 74,66 54,22 81,55 Internacional ............................................................................................ 66,42 53,58 63,16

Producción de gas natural (millones de pies cúbicos por día): Brasil ........................................................................................................ 2.004 1.902 1.926 Internacional ............................................................................................ 558 576 594

Producción internacional no consolidada (1) .................................... — — 6

Producción total de gas natural....................................................................... 2.562 2.478 2.526

Variación de la producción de gas natural (vendida únicamente)................... 3,4% (1,9%) 9,9% Precio de venta promedio del gas natural (miles de pies cúbicos en U$S):

Brasil ........................................................................................................ 2,60 3,76 6,69 Internacional ............................................................................................ 2,36 2,11 2,84

Tipo de cambio al cierre del ejercicio (Reales/U$S)......................................... 1,66 1,74 2,34 Apreciación (depreciación) durante el ejercicio (2)......................................... 4,3% 25,5% (31,9%) Tipo de cambio promedio correspondiente al ejercicio (Reales/U$S)............. 1,76 2,00 1,84 Apreciación (depreciación) durante el ejercicio (3)......................................... 13,5% (8,1%) 5,7% Tasa de inflación (IPCA)................................................................................... 5,9% 4,3% 5,9%

(1) Empresas no consolidadas en Venezuela. (2) Considerando el tipo de cambio al cierre del ejercicio. (3) Considerando el tipo de cambio promedio correspondiente al ejercicio.

Resultados de las Operaciones—2010 comparado con 2009

Prácticamente la totalidad de los ingresos y gastos correspondientes a nuestras actividades en Brasil se encuentran denominados y son pagaderos en reales. Cuando el real se aprecia frente al dólar, como ocurrió en 2010 (una apreciación del 13,5%), en general se produce un incremento de los ingresos y los gastos cuando están expresados en dólares. Sin embargo, la apreciación del real frente al dólar afecta de diferentes maneras los rubros analizados a continuación. En consecuencia, la siguiente comparación entre los resultados de las operaciones de 2010 y 2009 se ve afectada por el incremento del valor del real frente al dólar durante dicho período. Para obtener mayor información acerca de la conversión de los montos en reales a dólares, véase la Nota 2 a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010.

Algunos montos correspondientes a ejercicios anteriores fueron reclasificados para adecuarlos a las normas de presentación del ejercicio actual. Estas reclasificaciones no han tenido impacto alguno sobre nuestros resultados.

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Ingresos

Las ventas consolidadas de productos y servicios aumentaron 30,2% a U$S150.852 millones en 2010 comparado con U$S115.892 millones en 2009. Este incremento básicamente fue el resultado de:

• un aumento en los precios de nuestras exportaciones de petróleo y productos derivados del petróleo y en los precios de los productos vendidos en Brasil que se ajustan regularmente para reflejar los precios internacionales. Además, en relación con todos los productos vendidos en Brasil, la apreciación promedio del 13,5% del real frente al dólar incrementó los ingresos por ventas cuando los mismos están denominados en dólares;

• un incremento del 12,9% en los volúmenes de ventas en el mercado interno como consecuencia del fuerte crecimiento económico en Brasil que produjo un aumento del 10,7% en la demanda de productos derivados del petróleo y del 32,9% en la demanda de gas natural;

• un aumento en los ingresos por U$S2.543 millones como resultado de las operaciones en mar abierto realizadas por PifCo relacionadas con nuestras actividades comerciales internacionales, aumento que fue ampliamente compensado por un incremento de U$S2.772 millones del costo de las mercaderías vendidas; y

• un incremento del 2,3% en la producción total local e internacional de petróleo y gas natural.

Las ventas de productos y servicios incluyen los siguientes montos que pagamos a los gobiernos federales o estaduales:

• Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (Impuesto sobre Circulación de Mercaderías y Servicios (Impuesto Interno de carácter estadual o ICMS)), Programa do Formação do Patrimônio do Servidor Público (Programa de Ahorros del Empleado Público o PASEP), Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (Aporte para la Financiación del Sistema de Seguridad Social o COFINS) y otros impuestos sobre las ventas de productos y servicios y cargas sociales. Estos impuestos se incrementaron 26,5% a U$S26.459 millones en 2010 comparado con U$S20.909 millones en 2009, debido principalmente a mayores volúmenes de producción, precios más elevados y un incremento en los volúmenes de ventas internas, y

• Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (Aporte de Intervención en el Dominio Económico o CIDE), impuesto sobre la venta e importación de crudo, productos derivados del petróleo y gas natural pagadero al gobierno federal de Brasil, que se incrementó 39,4% a U$S4.341 millones en 2010 comparado con U$S3.114 millones en 2009, debido básicamente a volúmenes de producción más elevados y mayores volúmenes de ventas internas.

Los ingresos operativos netos aumentaron 30,7% a U$S120.052 millones en 2010 comparado con U$S91.869 millones en 2009 debido a los incrementos mencionados precedentemente.

Costos de Ventas (Excluyendo Depreciación, Agotamiento y Amortización)

Los costos de ventas correspondientes a 2010 aumentaron 43,5% a U$S70.694 millones comparado con U$S49.251 millones en 2009. Este incremento se produjo básicamente como consecuencia de:

• un aumento del 52,4% (U$S7.596 millones) en el costo de las importaciones debido principalmente a la creciente demanda de productos derivados del petróleo en Brasil, particularmente gas oil y combustible para aviones. La mayor demanda en Brasil fue cubierta con mayores volúmenes de

96

importaciones comprados a los precios internacionales vigentes, que se incrementaron durante el ejercicio; y

• un incremento del 40,5% (U$S3.116 millones) en los impuestos y cargas sobre la producción en 2010 comparado con 2009, que refleja mayores precios de referencia internacionales del petróleo en los que se basan dichos impuestos y cargas. Estos impuestos y cargas son los siguientes:

o Regalías, que se incrementaron de U$S3.558 millones en 2009 a U$S5.340 millones en 2010, un aumento del 50,1% en 2010 comparado con 2009;

o Impuesto por participación especial (un impuesto que debe pagarse en caso de que se registre una elevada producción o rentabilidad en nuestros yacimientos), que aumentó de U$S4.094 millones en 2009 a U$S5.395 millones en 2010, un incremento del 31,8% en 2010 comparado con 2009; y

o los costos asociados con los alquileres de las áreas, que se incrementaron de U$S46 millones en 2009 a U$S80 millones en 2010, un aumento del 73,2% en 2010 comparado con 2009.

El incremento de los impuestos y cargas sobre la producción en 2010 se debió al aumento del 29,3% en el precio de referencia del petróleo de producción local, que promedió U$S70,34 en 2010 comparado con U$S54,40 en 2009, reflejando el incremento de los precios promedio del petróleo crudo en el mercado internacional.

Depreciación, Agotamiento y Amortización

Calculamos la depreciación, el agotamiento y la amortización de la mayoría de nuestros activos de exploración y producción en función del método de unidades de producción. Los gastos por depreciación, agotamiento y amortización aumentaron 18,4% a U$S8.507 millones en 2010 comparado con U$S7.188 millones en 2009, debido a mayores inversiones y una mayor producción de petróleo y gas.

Exploración, incluyendo Pozos Exploratorios Secos

Los costos de exploración, incluidos los costos de pozos exploratorios secos, se incrementaron 16,4% a U$S1.981 millones en 2010 comparado con U$S1.702 millones en 2009. Excluyendo el impacto de la apreciación del real, los costos de exploración, incluidos los costos de pozos exploratorios secos, se mantuvieron relativamente constantes durante 2010 respecto de 2009.

Pérdida de Valor en la Recuperación de los Activos de Gas y Petróleo

En 2010 registramos un cargo por pérdida de valor en la recuperación de los activos de U$S402 millones comparado con U$S319 millones en 2009. Este mayor cargo estuvo básicamente relacionado con activos productivos en Brasil con altos niveles de madurez y una producción insuficiente de petróleo y gas para cubrir los costos de producción (U$S346 millones), así como también la pérdida de valor en la recuperación de los activos mantenidos para la venta, particularmente en los segmentos de refinación y distribución en Argentina (U$S56 millones).

En comparación, el cargo por pérdida de valor en la recuperación de los activos en 2009 básicamente correspondió a los activos productivos en Brasil con altos niveles de madurez y una producción insuficiente de petróleo y gas para cubrir los costos de producción, en particular en el yacimiento Agua Grande de Petrobras.

Véase las Notas 9(c) y 20(b) a nuestros estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010.

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Gastos por Ventas, Generales y Administrativos

Los gastos por ventas, generales y administrativos se incrementaron 27,9% a U$S8.977 millones en 2010 comparado con U$S7.020 millones en 2009.

• Los gastos por ventas se incrementaron 33,7% a U$S4.514 millones en 2010 comparado con U$S3.375 millones en 2009. Este aumento correspondió básicamente al efecto de la apreciación del real así como también a mayores gastos relacionados con los costos asociados con el incremento del 12,9% en los volúmenes de ventas internas. Los mayores volúmenes de venta originaron mayores gastos de flete, un incremento en la utilización y costo de servicios de terceros, y mayores costos relacionados con buques de regasificación de LGN.

• Los gastos generales y administrativos aumentaron 22,4% a U$S4.463 millones en 2010 comparado con U$S3.645 millones en 2009. Este incremento en los gastos generales y de administración básicamente correspondió al efecto de la apreciación del real así como también a mayores costos de personal debido al incremento en la dotación de personal y al aumento de salarios.

Gastos de Investigación y Desarrollo

Los gastos de investigación y desarrollo se incrementaron 45,8% a U$S993 millones en 2010 comparado con U$S681 millones en 2009. Los mayores gastos se atribuyeron básicamente a un incremento en los precios promedio del petróleo, que representa la base para la previsión fija del 0,5% para gastos relacionados con inversiones en investigación y desarrollo en universidades y entidades brasileñas conforme lo exigido por nuestros contratos de concesión de petróleo y gas en Brasil.

Gastos por Beneficios a Empleados Inactivos

Los gastos por beneficios a empleados respecto de participantes inactivos son costos financieros relacionados con costos previstos por los planes de pensión y salud correspondientes a empleados retirados. Los gastos por beneficios de empleados respecto de participantes inactivos se incrementaron 4,6% (U$S752 millones en 2010 comparado con U$S719 millones en 2009) y se mantuvieron relativamente constantes durante el año.

Otros Gastos Operativos

Los otros gastos operativos aumentaron 15,0% a U$S3.588 millones en 2010 comparado con U$S3.120 millones en 2009.

Las variaciones más significativas entre 2010 y 2009 fueron las siguientes:

• pérdida de U$S412 millones resultante del canje de las inversiones registradas bajo el método del valor patrimonial proporcional resultantes de la integración de inversiones petroquímicas en Braskem. Para obtener mayor información, véase la Nota 17(c) a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010;

• incremento del 27,5% (U$S152 millones) de los gastos correspondientes a relaciones institucionales y proyectos culturales, a U$S705 millones en 2010 comparado con U$S553 millones en 2009;

• incremento del 24,8% (U$S69 millones) de los gastos relacionados con los contratos colectivos de trabajo, a U$S347 millones en 2010 comparado con U$S278 millones en 2009;

• incremento del 15,4% (U$S28 millones) de los gastos correspondientes a salud, seguridad y medio ambiente (SSMA), a U$S210 millones en 2010 comparado con U$S182 millones en 2009; y

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• aumento del 8,1% (U$S25 millones) de los gastos correspondientes al ajuste de las existencias a valor de mercado, a U$S333 millones en 2010 comparado con U$S308 millones en 2009.

Estos incrementos fueron parcialmente compensados por lo siguiente:

• disminución del 22,5% (U$S304 millones) de los gastos correspondientes a pérdidas y contingencias relacionadas con procesos legales, a U.$1.045 millones en 2010 comparado con U$S1.349 millones en 2009;

• disminución del 44,5% (U$S186 millones) de los gastos correspondientes a paradas no programadas de plantas y equipos, a U$S232 millones en 2010 comparado con U$S418 millones en 2009; y

• disminución del 44,8% (U$S138 millones) de los gastos operativos de las centrales termoeléctricas, a U$S170 millones en 2010 comparado con U$S308 millones en 2009.

Participación en Resultados de Sociedades No Consolidadas

La participación en los resultados de sociedades no consolidadas aumentó 163,1%, registrando una ganancia de U$S413 millones en 2010 en comparación con una ganancia de U$S157 millones en 2009, básicamente debido a mejores resultados generados por distribuidoras de gas y compañías que operan fuera de Brasil.

Ingresos Financieros

Nuestros ingresos financieros provienen de diversas fuentes, incluidos intereses sobre fondos e inversiones equivalentes. La mayoría de las inversiones equivalentes de la Compañía consisten en títulos a corto plazo del gobierno federal de Brasil, incluidos títulos indexados al dólar estadounidense. También mantenemos depósitos en dólares estadounidenses.

Los ingresos financieros aumentaron 38,5% a U$S2.630 millones en 2010 en comparación con U$S1.899 millones en 2009. Este aumento se debió principalmente a un incremento de los ingresos relacionados con mayores inversiones en títulos negociables como consecuencia del Contrato de Cesión (incremento de U$S309 millones) e ingresos relacionados con inversiones financieras (aumento de U$S273 millones). En la Nota 13 a los estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, se presenta un detalle de los ingresos financieros.

Gastos Financieros

Los gastos financieros aumentaron 26,9% a U$S1.643 millones en 2010 comparado con U$S1.295 millones en 2009. Este incremento correspondió principalmente a mayores gastos financieros relacionados con nuestra deuda (incremento de U$S1.722 millones), parcialmente compensado por mayores ingresos por capitalización de intereses (que originó una disminución de U$S1.129 millones de los gastos financieros correspondientes a 2010 comparado con 2009) y menores pérdidas por instrumentos derivados (disminución de U$S254 millones). En la Nota 13 a los estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, se presenta un detalle de los gastos financieros.

Variación Monetaria y Cambiaria

La variación monetaria y cambiaria generó una ganancia de U$S714 millones en 2010 en comparación con una pérdida de U$S175 millones en 2009. La ganancia registrada en 2010 en comparación con la pérdida registrada en 2009 se atribuyó básicamente a menores pérdidas por diferencia de cambio sobre los activos monetarios netos denominados en dólares estadounidenses.

99

Otros Impuestos

Otros impuestos, que incluyen diferentes impuestos sobre las transacciones financieras, aumentaron 57,1% a U$S523 millones en 2010 comparado con U$S333 millones en 2009. Este incremento se atribuyó básicamente al efecto de la apreciación del real y también a pérdidas en los montos recuperables de los créditos fiscales.

Otros Egresos, Neto

Otros egresos, neto están compuestos básicamente por ganancias y pérdidas registradas sobre las ventas de activos fijos y otros gastos extraordinarios. Otros egresos, neto representaron una ganancia de U$S82 millones en 2010 comparado con una pérdida de U$S61 millones en 2009, básicamente derivada de la previsión por pérdidas de U$S147 millones correspondiente a la Refinería de Pasadena en los Estados Unidos constituida en el primer trimestre de 2009.

Beneficios (Gastos) por Impuesto a las Ganancias

Los resultados antes del impuesto a las ganancias y participaciones minoritarias se incrementaron 17,1% a U$S25.831 millones en 2010 en comparación con U$S22.061 millones en 2009. El cargo por impuesto a las ganancias aumentó 21,3% a U$S6.356 millones en 2010 comparado con U$S5.238 millones en 2009, básicamente debido al incremento de la ganancia imponible. En la Nota 3 a los estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, presentamos la conciliación entre el impuesto calculado sobre la base de las alícuotas establecidas por ley y el cargo por impuesto a las ganancias calculado sobre la base de las tasas efectivas.

Resultado Neto por Segmento de Negocio

El rendimiento de cada segmento se mide en base al resultado neto. A continuación se incluye un análisis del resultado neto de nuestros seis segmentos de negocio al 31 de diciembre de 2010 comparado con el correspondiente al 31 de diciembre de 2009.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009 Variación porcentual

(en millones de U$S) (%) Exploración y Producción ............................................................................... 16.351 9.683 68,9 Refinación, Transporte y Comercialización ..................................................... 1.539 6.563 (76,6) Distribución ..................................................................................................... 727 634 14,7 Gas y Energía ................................................................................................... 734 340 115,9 Internacional.................................................................................................... 799 (154) (618,8) Corporativo ..................................................................................................... (453) (1.116) (59,4) Eliminaciones................................................................................................... (513) (446) 15,0

Resultado neto................................................................................................. 19.184 15.504 23,7

Exploración y Producción

El segmento de Exploración y Producción de Petrobras incluye las actividades propias de exploración,

desarrollo y producción en Brasil, las ventas y transferencias de crudo en los mercados local e internacional, las transferencias de gas natural a nuestro segmento de Gas y Energía y la venta de productos derivados del petróleo producidos en las plantas procesadoras de gas natural.

El resultado neto consolidado correspondiente a nuestro segmento de Exploración y Producción aumentó a U$S16.351 millones en 2010 de U$S9.683 millones en 2009 como resultado de:

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• el incremento del precio del petróleo crudo, de U$S54,22 por barril en 2009 a U$S74,66 por barril en 2010, como resultado de mayores precios internacionales. El mayor precio también reflejó una disminución en la diferencia entre el precio promedio del petróleo local vendido/transferido y el precio promedio del crudo Brent, de U$S7,29/barril en 2009 a U$S4,81/barril en 2010, básicamente debido a una mayor demanda de crudo pesado en comparación con el crudo liviano;

• el incremento del 1,6% de la producción de petróleo y GNL; y

• menores pérdidas y contingencias relacionadas con proceso legales, particularmente un impuesto de U$S1.034 millones por participación especial en relación con el yacimiento Marlim que se imputó a operaciones en 2009.

Estos efectos fueron parcialmente compensados por:

• mayores impuestos sobre la producción, que se incrementaron de U$S20,51 por barril a U$S24,64 por barril debido a precios del petróleo más elevados;

• un incremento en el costo de extracción de U$S8,78 por barril en 2009 a U$S10,03 en 2010, básicamente como resultado de la revaluación del real y mayores costos de mantenimiento en nuestros yacimientos; y

• gastos extraordinarios por U$S275 millones relacionados con la financiación de proyectos en los yacimientos Barracuda y Caratinga.

En relación con una descripción más detallada sobre cambios en las reservas probadas, véase el Item 4. “Información sobre la Compañía—Descripción General del Grupo—Cambios en las Reservas Probadas”.

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Refinación, Transporte y Comercialización

Nuestro segmento de Refinación, Transporte y Comercialización (RTC) incluye las actividades de refinación, logística, transporte, exportación y compra de petróleo crudo como así también la compra y venta de productos derivados del petróleo y etanol. Además, este segmento comprende la división de productos petroquímicos, que incluye inversiones en compañías petroquímicas locales. El segmento RTC compra petróleo crudo a E&P e importa petróleo para mezclar con nuestro petróleo local. Asimismo, RTC compra productos derivados del petróleo en los mercados internacionales para satisfacer el exceso de demanda de productos en el mercado interno. RTM adquiere petróleo crudo y productos derivados del petróleo a precios internacionales, ya sea a E&P o en mercados internacionales, y vende productos en Brasil a precios que prevemos igualarán los precios internacionales en el largo plazo. Sin embargo, en relación con la gasolina, el gas oil y el GLP residencial, los precios de los productos en Brasil pueden desfasarse con respecto a los mercados internacionales. Dependiendo del impacto de este desfasaje, las ganancias del segmento RTC pueden diferir de los márgenes de refinación internacionales. En 2009, costos de adquisición decrecientes y un precio estable para algunos de nuestros productos originaron mayores márgenes en relación con los niveles internacionales, mientras que en 2010, este efecto se revirtió.

El menor resultado neto del segmento de RTC en 2010, de U$S1.539 millones en comparación con U$S6.563 millones en 2009, se atribuyó en gran parte a los mayores costos de adquisición/transferencia del petróleo y mayores costos de importación de productos derivados del petróleo tanto del segmento E&P como de mercados internacionales durante 2010, que no fueron completamente compensados por mayores precios de venta de gas oil, gasolina y GLP residencial.

Estos efectos fueron parcialmente compensados por mayores volúmenes de venta de productos derivados del petróleo en el mercado interno (principalmente gasolina, gas oil y combustible para aviones) y un incremento de los precios internos de los productos derivados del petróleo, que están indexados a precios internacionales.

El incremento en los costos de refinación, de U$S3,21 a U$S4,33 por barril, como resultado del fortalecimiento del real, mayores costos de mantenimiento y costos más elevados de personal y de servicios de terceros también contribuyeron a la obtención de menores resultados.

Distribución

Nuestro segmento de Distribución comprende actividades de distribución de productos derivados del petróleo y etanol a cargo de nuestra subsidiaria integral Petrobras Distribuidora S.A. – BR, en Brasil.

El incremento del resultado neto correspondiente al segmento de Distribución en 2010 comparado con 2009 se atribuyó básicamente a mayores márgenes de venta y un incremento del 8% en los volúmenes de venta. Estos efectos fueron parcialmente compensados por mayores gastos de servicios de terceros y de personal y por una provisión por contingencias fiscales.

El segmento de Distribución representó el 38,8% del mercado nacional de distribución de combustible en 2010, comparado con 38,6% en 2009.

Gas y Energía

Nuestro segmento de Gas y Energía incluye principalmente la compra, venta, transporte y distribución de gas natural producido en Brasil o importado del exterior. Además, este segmento incluye nuestra participación en compañías de gas locales, generación de energía termoeléctrica y nuestras dos plantas de fertilizantes.

Los mejores resultados obtenidos en nuestro segmento de Gas y Energía en 2010 respecto de 2009 se atribuyeron a lo siguiente:

102

• Mayores ventas de gas natural, impulsadas por el crecimiento del sector industrial y de la demanda termoeléctrica;

• Mayor demanda de generación eléctrica, que dio lugar a mayores ingresos provenientes de la generación termoeléctrica;

• Mayores ingresos fijos provenientes de subastas de energía;

• Menores costos de adquisición/transferencia del gas natural local reflejando precios internacionales; y

• Apreciación del real frente al dólar.

Estos efectos fueron parcialmente compensados por:

• Crecientes costos de importación de GNL e importaciones de gas de Bolivia; y

• Mayores gastos de comercialización relacionados con buques de regasificación de LGN.

Internacional

El segmento Internacional comprende nuestras actividades en otros países que incluyen actividades de exploración y producción, refinación, transporte y comercialización, distribución y gas y energía.

El incremento de los resultados generados por nuestro segmento Internacional en 2010 en comparación con 2009 se atribuyó a mayores precios de los commodities en 2010 como así también a mayores volúmenes de venta de crudo en gran parte como consecuencia del inicio de la producción en Akpo, Nigeria, en marzo de 2009.

Resultado de las Operaciones—2009 comparado con 2008

Prácticamente la totalidad de los ingresos y gastos correspondientes a nuestras actividades en Brasil se encuentran denominados y son pagaderos en reales. Cuando el real se debilita frente al dólar, como ocurrió en 2009 (una devaluación de 8,1%), se produce una disminución general de los ingresos y gastos cuando están expresados en dólares. Sin embargo, la devaluación del real frente al dólar afecta de diferentes maneras los rubros analizados a continuación. La siguiente comparación entre los resultados de las operaciones de 2009 y 2008 se ve afectada por la disminución del valor del real frente al dólar durante dicho período. Véase la Nota 2 a nuestros estados contables consolidados auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, en relación con información más detallada acerca de la conversión de los montos en reales a dólares.

Algunos montos correspondientes a ejercicios anteriores fueron reclasificados para adecuarlos a las normas de presentación del ejercicio actual. Estas reclasificaciones no han tenido impacto alguno sobre nuestros resultados.

Ingresos

Los ingresos operativos netos disminuyeron 22,3% a U$S91.869 millones en 2009 de U$S118.257 millones en 2008. Esta disminución correspondió principalmente a la caída de los precios promedio del crudo y del gas natural tanto en el mercado brasileño como en el mercado internacional y a una reducción del 1,9% en el volumen de ventas del mercado interno.

Las ventas consolidadas de productos y servicios disminuyeron 20,9% a U$S115.892 millones en 2009 comparado con U$S146.529 millones en 2008 debido a las reducciones antes mencionadas.

103

Las ventas de productos y servicios incluyen los siguientes montos que pagamos a los gobiernos federales o estaduales:

• Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (Impuesto sobre Circulación de Mercaderías y Servicios o ICMS), Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (Programa de Ahorros del Empleado Público o PASEP), Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (Aporte para la Financiación del Sistema de Seguridad Social o COFINS) y otros impuestos sobre las ventas de productos y servicios y cargas sociales. Estos impuestos disminuyeron 16,5% a U$S20.909 millones en 2009 de U$S25.046 millones en 2008, debido principalmente a la caída de los precios y a menores volúmenes de venta en el mercado interno; y

• Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (Contribución de Intervención en el Sector Económico o CIDE), impuesto sobre la venta e importación de crudo, productos derivados del petróleo y gas natural pagadero al gobierno brasileño, que disminuyó 3,5% a U$S3.114 millones en 2009 de U$S3.226 millones en 2008, debido principalmente a menores volúmenes de ventas internas.

Costo de Ventas (Excluyendo Depreciación, Agotamiento y Amortización)

Los costos de ventas correspondientes a 2009 disminuyeron 32,4% a U$S49.251 millones de U$S72.865 millones en 2008. Esta reducción se produjo básicamente como consecuencia de:

• una reducción del 46,5% (U$S12.516 millones) en el costo de las importaciones debido a menores volúmenes y precios;

• una disminución del 38,5% (U$S3.531 millones) en los costos relacionados con nuestras actividades comerciales internacionales debido al menor volumen de operaciones en mar abierto de PifCo;

• una disminución del 36,5% (U$S4.465 millones) en los impuestos y cargas sobre la producción que incluyen regalías, que se redujeron 35,7% (U$S1.988 millones) en 2009 en comparación con 2008; un impuesto por participación especial, que se redujo 37,4% (U$S2.464 millones) en 2009 comparado con 2008; y los alquileres relacionados con las áreas en concesión, que disminuyeron 22,3% (U$S13 millones) en 2009 comparado con 2008. La disminución en los impuestos y cargas sobre la producción en 2009 se debió principalmente a la caída del 32,2% en el precio de referencia que se utiliza para calcular las regalías sobre nuestra producción interna, que promedió U$S54,40 en 2009 comparado con U$S80,25 en 2008, reflejando el precio promedio del crudo Brent en el mercado internacional; y

• una disminución del 60,6% (U$S1.165 millones) en los costos relacionados con la generación y compra de electricidad para la venta.

Depreciación, Agotamiento y Amortización

Calculamos la depreciación, el agotamiento y la amortización de la mayoría de nuestros activos de exploración y producción en función del método de unidades de producción. Los gastos por depreciación, agotamiento y amortización aumentaron 21,3% a U$S7.188 millones en 2009 de U$S5.928 millones en 2008. Este incremento se atribuyó a mayores inversiones y a un aumento en la producción de petróleo y gas.

Exploración, incluyendo Pozos Exploratorios Secos

Los costos de exploración, incluidos los costos de pozos exploratorios secos, disminuyeron 4,1% a U$S1.702 millones en 2009 en comparación con U$S1.775 millones en 2008. Excluyendo el impacto de la

104

devaluación del real, las actividades de exploración, incluyendo los pozos exploratorios secos, se mantuvieron relativamente constantes en 2009 respecto de 2008.

Pérdida de Valor en la Recuperación de los Activos de Gas y Petróleo

En 2009, registramos un cargo por pérdida de valor en la recuperación de los activos de U$S319 millones, comparado con U$S519 millones en 2008. Este menor cargo estuvo básicamente relacionado con la mayor pérdida de valor en la recuperación de los activos de exploración y producción registrada en 2008 como resultado de la caída de los precios futuros estimados del petróleo. El cargo por pérdida de valor en la recuperación de los activos correspondiente a 2008 estuvo básicamente relacionado con la desvalorización del valor llave en Pasadena Refining System, nuestra subsidiaria indirecta en los Estados Unidos (U$S223 millones); y la desvalorización en relación con nuestro yacimiento Guajá y otros activos productivos en Brasil debido a la reducción de los precios internacionales del petróleo al cierre del ejercicio (U$S171 millones). El cargo por pérdida de valor en la recuperación de los activos correspondiente a 2009 estuvo básicamente relacionado con activos productivos en Brasil y los principales montos estuvieron relacionados con el yacimiento Agua Grande de Petrobras. En 2009 los yacimientos de petróleo y gas natural que presentaron pérdidas ya tenían altos niveles de madurez y, en consecuencia, produjeron petróleo y gas en cantidades insuficientes para cubrir los costos de producción. Este factor tuvo un efecto de reducción en el análisis económico como consecuencia del cual se registró una previsión de pérdida por devaluación en algunos yacimientos. Véase las Notas 9(b) y 18(a) a nuestros estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009.

Gastos por Ventas, Generales y Administrativos

Los gastos por ventas, generales y administrativos disminuyeron 5,5% a U$S7.020 millones en 2009 comparado con U$S7.429 millones en 2008.

Los gastos por ventas se redujeron 4% a U$S3.375 millones en 2009 de U$S3.517 millones en 2008. Excluyendo el impacto de la devaluación del real, los gastos de comercialización se mantuvieron relativamente constantes durante 2009 respecto de 2008.

Los gastos generales y administrativos disminuyeron 6,8% a U$S3.645 millones en 2009 de U$S3.912 millones en 2008. Excluyendo el impacto de la devaluación del real, los gastos de administración se mantuvieron relativamente constantes durante 2009 respecto de 2008.

Gastos de Investigación y Desarrollo

Los gastos de investigación y desarrollo disminuyeron 27,6% a U$S681 millones en 2009 de U$S941 millones en 2008. Los menores gastos se atribuyeron básicamente a la caída de los precios del petróleo, que representa la base de la previsión fija del 0,5% para gastos relacionados con inversiones en investigación y desarrollo en universidades y entidades brasileñas conforme lo exigido por nuestros contratos de concesión de petróleo y gas en Brasil (U$S267 millones).

Gastos por Beneficios a Empleados Inactivos

Los gastos por beneficios a empleados inactivos respecto de participantes inactivos son costos financieros relacionados con costos previstos por los planes de pensión y salud correspondientes a empleados retirados. Los gastos por beneficios de empleados respecto de participantes inactivos disminuyeron 14,5% a U$S719 millones en 2009 de U$S841 millones en 2008. Excluyendo el impacto de la devaluación del real, los gastos por beneficios de empleados respecto de participantes inactivos se mantuvieron relativamente constantes durante 2009 respecto de 2008.

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Otros Gastos Operativos

Los otros gastos operativos aumentaron 17,1% a U$S3.120 millones en 2009 de U$S2.665 millones en 2008.

Los cambios más significativos entre 2009 y 2008 fueron los siguientes:

• un incremento del 378,7% (U$S1.034 millones) de los gastos correspondientes a impuestos por participación especial relativos al yacimiento Marlim en septiembre de 2009, en virtud de un acuerdo entre Petrobras y la ANP; y

• un incremento del 283,5% (U$S309 millones) de los gastos correspondientes a paradas no programadas de plantas y equipos, a U$S418 millones en 2009 comparado con U$S109 millones en 2008. En 2009, el 75% de las paradas no programadas correspondió a nuestro segmento de Exploración y Producción, 21% al segmento de Refinación, Transporte y Comercialización, y 3% al segmento Internacional;

Estos incrementos fueron parcialmente compensados por:

• una disminución del 43,5% (U$S237 millones) en los gastos correspondientes al ajuste de las existencias a valor de mercado, a U$S308 millones en 2009 de U$S545 millones en 2008;

• una disminución del 90,3% (U$S214 millones) en los gastos correspondientes a multas contractuales, a U$S23 millones en 2009 de U$S237 millones en 2008;

• una disminución del 18,1% (U$S122 millones) en los gastos correspondientes a relaciones institucionales y proyectos culturales, a U$S553 millones en 2009 de U$S675 millones en 2008;

• una disminución del 13,7% (U$S44 millones) en los gastos relacionados con la negociación de los contratos colectivos de trabajo, a U$S278 millones en 2009 de U$S322 millones en 2008;

• una disminución del 10,7% (U$S37 millones) en los gastos operativos de las centrales termoeléctricas, a U$S308 millones en 2009 de U$S345 millones en 2008; y

• una disminución del 15% (U$S32 millones) en los gastos correspondientes a salud, seguridad y medio ambiente (SSMA), a U$S182 millones en 2009 de U$S214 millones en 2008.

Participación en Resultados de Sociedades No Consolidadas

La participación en los resultados de sociedades no consolidadas aumentó, registrando una ganancia de U$S157 millones en 2009 en comparación con una pérdida de U$S21 millones en 2008, debido básicamente a mayores ganancias U$S216 millones provenientes de inversiones en compañías petroquímicas afiliadas, comparado con las pérdidas correspondientes a 2008 derivadas de la variación del tipo de cambio en relación con la deuda denominada en dólares.

Ingresos Financieros

Nuestros ingresos financieros provienen de diversas fuentes, incluidos intereses sobre fondos e inversiones equivalentes. La mayoría de las inversiones equivalentes de la Compañía consisten en títulos a corto plazo del gobierno brasileño, incluidos títulos indexados al dólar estadounidense. También mantenemos depósitos en dólares estadounidenses.

Los ingresos financieros aumentaron 15,7% a U$S1.899 millones en 2009 en comparación con U$S1.641 millones en 2008. Este aumento se debió principalmente al incremento en las inversiones financieras y otras

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inversiones (aumento de U$S445 millones) y a mayores ganancias provenientes de títulos negociables (aumento de U$S209 millones), parcialmente compensado por menores ganancias provenientes de instrumentos derivados (disminución de U$S390 millones). En la Nota 13 a los estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, se presenta un detalle de los resultados financieros.

Gastos Financieros

Los gastos financieros aumentaron 52,7% a U$S1.295 millones en 2009 comparado con U$S848 millones en 2008. Este incremento correspondió principalmente a mayores gastos financieros relacionados con nuestra deuda corporativa y el financiamiento de proyectos (incremento de U$S771 millones). Estos aumentos fueron parcialmente compensados por un aumento del 45,4% (U$S659 millones) en los intereses capitalizados. En la Nota 13 a los estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, se presenta un detalle de los gastos financieros.

Variación Monetaria y Cambiaria

La variación monetaria y cambiaria generó una pérdida de U$S175 millones en 2009 en comparación con una ganancia de U$S1.584 millones en 2008. La pérdida registrada en 2009 se atribuye a las pérdidas por diferencia de cambio sobre los activos monetarios netos denominados en dólares estadounidenses que fueron compensadas casi en su totalidad por las ganancias por diferencia de cambio sobre la deuda neta y por la variación monetaria sobre el financiamiento del Banco de Desarrollo de Brasil (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social—BNDES).

Otros Impuestos

Otros impuestos, que incluyen diferentes impuestos sobre las transacciones financieras, disminuyeron 23,1% a U$S333 millones en 2009 de U$S433 millones en 2008. Esta reducción se atribuye a menores retenciones por impuesto a las ganancias sobre la distribución de dividendos de subsidiarias extranjeras en 2009 (U$S40 millones de la disminución total), y también a una reducción en los impuestos PIS y COFINS sobre las actividades no estratégicas y una reducción del impuesto IOF, un impuesto que grava las transacciones financieras (reducción de U$S26 millones).

Otros Egresos, Neto

Otros egresos, neto están compuestos básicamente por ganancias y pérdidas registradas sobre las ventas de activos fijos y otros gastos extraordinarios. Otros egresos, neto, disminuyeron 72,9% representando una pérdida de U$S61 millones en 2009 en comparación con una pérdida de U$S225 millones en 2008, que reflejó una imputación a pérdidas de U$S97 millones correspondiente al Bloque 31 en Ecuador en el cuarto trimestre. Otros egresos, neto en 2009 se atribuyeron básicamente a una pérdida de U$S147 millones relacionada con la compra de las acciones restantes de la Refinería en Pasadena en el primer trimestre de 2009, parcialmente compensada con una ganancia de U$S83 millones relacionada con donaciones y subsidios en el tercer trimestre de 2009.

Beneficios (Gastos) por Impuesto a las Ganancias

Los resultados antes del impuesto a las ganancias y participaciones minoritarias disminuyeron 18,3% a U$S22.061 millones en 2009 en comparación con U$S26.992 millones en 2008. El cargo por impuesto a las ganancias disminuyó 43,4% a U$S5.238 millones en 2009 en comparación con U$S9.259 millones en 2008, debido básicamente a: la disminución de la ganancia imponible; el aumento de los ingresos de fuente extranjera sujetos a diferentes tasas impositivas (aumento de U$S531 millones); la disminución de la variación del cargo por reserva por valuación (disminución de U$S906 millones) y el aumento de determinados beneficios impositivos relacionados con la previsión de intereses sobre el capital (aumento de U$S336 millones). En la Nota 3 a los estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, presentamos

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la conciliación entre el impuesto a las ganancias calculado sobre la base de las alícuotas establecidas por ley y el calculado sobre la base de las alícuotas efectivamente aplicadas.

Resultado Neto por Segmento de Negocio

El rendimiento de cada segmento se mide en base al resultado neto. A continuación se incluye un análisis del resultado neto de nuestros seis segmentos de negocio al 31 de diciembre de 2009 comparado con el correspondiente al 31 de diciembre de 2008.

El segmento "Refinación, Transporte y Comercialización" se denominaba anteriormente "Suministro”, y no se presentan variaciones en los factores utilizados para identificar las actividades incluidas, ni en los montos anteriormente informados.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2009 2008 Variación porcentual

(en millones de U$S) (%) Exploración y Producción ............................................................................... 9.683 21.031 (54,0) Refinación, Transporte y Comercialización ..................................................... 6.563 (2.036) (422,3) Distribución ..................................................................................................... 634 839 (24,4) Gas y Energía ................................................................................................... 340 (183) (285,8) Internacional.................................................................................................... (154) (808) (80,9) Corporativo ..................................................................................................... (1.116) (57) (1.857,9) Eliminaciones................................................................................................... (446) 93 (579,6)

Resultado neto................................................................................................. 15.504 18.879 (17,9)

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Exploración y Producción

El segmento de Exploración y Producción de Petrobras incluye las actividades propias de exploración, desarrollo y producción en Brasil, las ventas y transferencias de crudo en los mercados local e internacional, las transferencias de gas natural a nuestro segmento de Gas y Energía y la venta de productos derivados del petróleo producidos en las plantas procesadoras de gas natural.

La disminución del 54% en el resultado neto consolidado correspondiente a nuestro segmento de Exploración y Producción en 2009 comparado con 2008 refleja la caída de los precios internacionales y el gasto extraordinario de U$S1.034 millones en relación con el acuerdo transaccional con la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) en conexión con el cálculo de la participación especial en el yacimiento Marlin.

Estos efectos fueron parcialmente compensados por el incremento del 6,3% de la producción de petróleo y LGN y menores impuestos sobre la producción.

El diferencial entre el precio promedio de venta/transferencia del crudo local y el precio promedio del crudo Brent se redujo de U$S15,44 por barril en 2008 a U$S7,29 por barril en 2009 y refleja la recuperación del mercado internacional del crudo pesado en relación con el crudo liviano dado que nuestra producción consiste principalmente en crudo pesado.

En relación con una descripción más detallada sobre cambios en las reservas probadas, véase el Item 4. “Información sobre la Compañía—Descripción General del Grupo—Cambios en las Reservas Probadas”.

Refinación, Transporte y Comercialización

Nuestro segmento de Refinación, Transporte y Comercialización incluye las actividades de refinación, logística, transporte, exportación y compra de petróleo crudo como así también la compra y venta de productos derivados del petróleo y etanol. Además, este segmento comprende la división de productos petroquímicos que incluye inversiones en compañías petroquímicas locales.

Los mejores resultados obtenidos en el segmento de Refinación, Transporte y Comercialización en 2009 comparado con 2008 correspondieron en gran medida a nuestra política de precios interna relacionada con el gas oil, la gasolina y el GLP, que nos permitió no transferir al mercado brasileño la volatilidad de corto plazo de estos productos en el mercado internacional. En 2009, los precios internacionales y, en consecuencia, los costos de compra/transferencia del petróleo y los costos de importación de los productos derivados del petróleo correspondientes a nuestro segmento de refinación disminuyeron mucho más rápido que los precios a los que vendimos nuestros principales productos en el mercado interno. Como resultado de ello, nuestros márgenes de refinación mejoraron en forma significativa. En 2008, ocurrió lo contrario, dado que no incrementamos los precios al mismo ritmo que el mercado internacional y nuestros márgenes de downstream se vieron reducidos por mayores costos de compra/transferencia del petróleo. Estos efectos fueron compensados parcialmente por una disminución del precio promedio de realización debido a menores precios de venta internos ajustados a nivel de los precios internacionales.

Distribución

Nuestro segmento de Distribución comprende actividades de distribución de productos derivados del petróleo y etanol a cargo de nuestra subsidiaria integral Petrobras Distribuidora S.A. – BR, en Brasil.

La disminución del resultado neto correspondiente al segmento de Distribución en 2009 comparado con 2008 se atribuyó básicamente a una reducción en el precio de realización promedio y al impacto de la devaluación del real. Este efecto fue parcialmente compensado por un incremento del 13,3% en el volumen de ventas, reflejando la consolidación de Alvo Distribuidora.

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Este segmento representó el 38,6% del total del mercado de distribución de combustible brasileño en 2009 comparado con 34,9% en 2008.

Gas y Energía

Nuestro segmento de Gas y Energía incluye principalmente la compra, venta, transporte y distribución de gas natural producido en Brasil o importado. Además, este segmento incluye nuestra participación local en el transporte de gas natural, distribución de gas natural y generación termoeléctrica.

Los mejores resultados obtenidos en nuestro segmento de Gas y Energía se atribuyeron a menores costos por la compra de electricidad a terceros para cumplir con nuestros compromisos contractuales, menores costos de importación/transferencia de gas natural reflejando los precios internacionales, mayores ingresos fijos derivados de las ventas y exportaciones de electricidad y menores multas pagadas por incumplimiento en la entrega de volúmenes contratados de electricidad atribuible a mejoras de nuestra estructura de gas natural en 2008.

Estos efectos se vieron parcialmente compensados por una menor producción termoeléctrica como resultado de las abundantes precipitaciones que abastecieron a las centrales hidroeléctricas de Brasil, y menores volúmenes de venta de gas natural.

Internacional

El segmento Internacional comprende nuestras actividades en otros países que incluyen actividades de exploración y producción, refinación, transporte y comercialización, distribución y gas y energía.

El incremento de los resultados generados por nuestro segmento Internacional en 2009 en comparación con 2008 se atribuyó a mejores márgenes brutos en las operaciones de refinación en los Estados Unidos y Japón, mayores volúmenes de venta, disminución de las pérdidas con devaluación de existencias, gastos por desvalorización y pérdidas tales como las relacionadas con la imputación a pérdida del Bloque 31 en Ecuador registrada en 2008. Estos efectos fueron compensados por menores márgenes como resultado de la caída de los precios internacionales del petróleo.

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Información Adicional por Segmento de Negocio

A continuación se presenta información financiera adicional seleccionada por segmento de negocio correspondiente a los ejercicios 2010, 2009 y 2008:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009 2008

(en millones de U$S) Exploración y Producción

Ingresos netos en relación con terceros (1) (2) ............................................................. 242 476 973 Ingresos netos intersegmento ...................................................................................... 54.042 38.301 58.051

Total ingresos operativos netos (2) .......................................................................... 54.284 38.777 59.024 Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... (5.757) (4.344) (3.544) Resultado neto (3)......................................................................................................... 16.351 9.683 21.031 Inversiones.................................................................................................................... 22.222 16.488 14.293 Bienes de Uso, neto....................................................................................................... 129.913 70.098 45.836

Refinación, Transporte y Comercialización Ingresos netos en relación con terceros (1)(2)(4).......................................................... 64.991 48.768 68.787 Ingresos netos intersegmento (4) ................................................................................. 32.549 25.539 26.872

Total ingresos operativos netos (2)(4)...................................................................... 97.540 74.307 95.659 Depreciación, agotamiento y amortización (4) ............................................................. (946) (1.213) (1.109) Resultado neto (3)(4) .................................................................................................... 1.539 6.563 (2.036) Inversiones.................................................................................................................... 15.356 10.466 7.234 Bienes de Uso, neto(4) .................................................................................................. 46.844 31.508 15.567

Distribución Ingresos netos en relación con terceros (1) .................................................................. 36.613 29.071 30.315 Ingresos netos intersegmento ...................................................................................... 695 601 577

Total ingresos operativos netos ............................................................................... 37.308 29.672 30.892 Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... (203) (176) (165) Resultado neto (3)......................................................................................................... 727 634 839 Inversiones.................................................................................................................... 482 369 309 Bienes de Uso, neto....................................................................................................... 2.730 2.342 1.621

Gas y Energía Ingresos netos en relación con terceros (1)(4) .............................................................. 7.482 5.085 8.158 Ingresos netos intersegmento (4) ................................................................................. 1.025 881 1.187

Total ingresos operativos netos (4) .......................................................................... 8.507 5.966 9.345 Depreciación, agotamiento y amortización (4) ............................................................. (477) (398) (367) Resultado neto (3)(4) .................................................................................................... 734 340 (183) Inversiones.................................................................................................................... 4.099 5.116 4.256 Bienes de Uso, neto (4) ................................................................................................. 24.725 20.196 10.958

Internacional Ingresos netos en relación con terceros (1) .................................................................. 10.724 8.469 10.024 Ingresos netos intersegmento ...................................................................................... 2.739 1.728 916

Total ingresos operativos netos ............................................................................... 13.463 10.197 10.940 Depreciación, agotamiento y amortización................................................................... (861) (870) (564) Resultado neto (3)......................................................................................................... 799 (154) (808) Inversiones.................................................................................................................... 2.167 2.111 2.908 Bienes de Uso, neto....................................................................................................... 9.519 9.375 9.341

(1) Como compañía verticalmente integrada, no todos nuestros segmentos registran ingresos significativos en relación con terceros. Por ejemplo, nuestro segmento de Exploración y Producción representa una gran parte de nuestra actividad económica y nuestras inversiones, pero registra bajos ingresos en relación con terceros.

(2) Los ingresos provenientes de la comercialización de petróleo a terceros se clasifican de acuerdo con los puntos de venta, que podrían ser los segmentos de Exploración y Producción o Refinación, Transporte y Comercialización.

(3) Con el fin de alinear los estados contables de cada segmento de negocio con las mejores prácticas de las compañías del sector del petróleo y el gas y a los fines de una mejor comprensión por parte de nuestra Dirección, a partir del primer trimestre de 2006 hemos resuelto imputar los resultados financieros y rubros financieros al nivel corporativo, incluyendo ejercicios anteriores.

(4) La información financiera correspondiente a 2010, 2009 y 2008 se preparó teniendo en cuenta los cambios en los segmentos de negocio debido a la transferencia del negocio de fertilizantes del segmento “Refinación, Transporte y Comercialización” al segmento “Gas y Energía”.

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Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones de PifCo

Información General

PifCo es una subsidiaria totalmente controlada de Petrobras. En consecuencia, la situación financiera y los resultados de las operaciones de PifCo se ven afectados en gran medida por nuestras decisiones. La capacidad de PifCo de cumplir con sus obligaciones de deuda pendientes depende de diversos factores que incluyen:

• la situación financiera y los resultados de las operaciones de Petrobras;

• la disposición de Petrobras de continuar otorgando préstamos a PifCo y suministrándole otras clases de respaldo financiero;

• la capacidad de PifCo de acceder a fuentes de financiamiento, incluidos los mercados de capitales internacionales y líneas de crédito de terceros; y

• la capacidad de PifCo de transferir a Petrobras sus costos financieros.

Los ingresos de PifCo provienen de:

• las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras;

• las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a terceros y afiliadas; y

• la financiación de las ventas a Petrobras y los préstamos internos a Petrobras y las inversiones en títulos negociables y otros instrumentos financieros.

Los gastos operativos de PifCo incluyen:

• los costos de ventas, que se componen principalmente de compras de crudo y productos derivados del petróleo;

• gastos de comercialización, generales y de administración; y

• gastos financieros, principalmente en concepto de intereses sobre sus líneas de crédito y deudas en el mercado de capitales, ventas de futuras cuentas a cobrar y préstamos internos otorgados por Petrobras.

Conforme se analiza a continuación en “Compra y Venta de Crudo y Productos Derivados del Petróleo,” PifCo está reduciendo gradualmente las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras y reducirá gradualmente las ventas de crudo y productos derivados del petróleo a terceros, y eventualmente discontinuará por completo estas operaciones comerciales con el fin de convertirse en nuestra subsidiaria financiera. En consecuencia, tanto sus ingresos como sus gastos operativos correspondientes a las ventas de petróleo y a las actividades de comercialización se reducirán gradualmente a cero y probablemente se incrementen los ingresos y gastos correspondientes a las actividades de financiación. La capacidad de PifCo de cumplir con sus obligaciones de deuda pendientes históricamente ha estado y continuará estando sujeta a la situación financiera y los resultados de las operaciones de Petrobras y la disposición de Petrobras de suministrar a PifCo diferentes clases de respaldo financiero, entre otros factores analizados precedentemente.

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Compra y Venta de Crudo y Productos Derivados del Petróleo

PifCo compra petróleo crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras para mantener en stock y para la venta fuera de Brasil. Asimismo, PifCo vende y compra petróleo crudo y productos derivados del petróleo a terceros y partes relacionadas, principalmente fuera de Brasil. En abril de 2010, PifCo comenzó a vender petróleo crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras en virtud de términos y condiciones que permiten el pago en un plazo de hasta aproximadamente 30 días, sin incluir prima. Sin embargo, con anterioridad a abril de 2010, Petrobras pagaba los embarques de petróleo crudo y productos derivados del petróleo que PifCo le vendía en un plazo de hasta 330 días, lo que permitía a Petrobras contar con tiempo suficiente para reunir la documentación exigida por la legislación brasileña con el fin de iniciar el proceso de pago de los embarques de Petrobras. Durante ese plazo, PifCo generalmente financiaba la compra de crudo y productos derivados del petróleo ya sea con fondos provistos previamente por Petrobras o mediante acuerdos financieros negociados con terceros. En virtud de dichos acuerdos, la prima resultante de la diferencia entre el monto que PifCo pagaba por el crudo y los productos derivados del petróleo y el monto que Petrobras pagaba por ese mismo crudo y mismos productos derivados se difería y se reconocía como parte de los ingresos financieros de PifCo en base al método de línea recta durante el período en el cual eran exigibles los pagos de Petrobras a PifCO. Dado que se han discontinuado los embarques a Petrobras con plazos de pago en un período de hasta 330 días, ya no se requiere el capital de trabajo correspondiente. Las operaciones comerciales de PifCo, incluidas las operaciones con Petrobras, se realizan en condiciones normales de mercado y a precios comerciales.

PifCo reducirá gradualmente las ventas de petróleo crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras y las ventas de petróleo crudo y productos derivados de petróleo a terceros y eventualmente discontinuará por completo estas operaciones comerciales. Cuando esto suceda, PifCo se convertirá en una subsidiaria financiera que funcionará como un vehículo para que Petrobras obtenga fondos para sus operaciones fuera de Brasil a través de la emisión de títulos de deuda en los mercados de capitales internacionales, entre otros medios. Hemos respaldado y continuaremos respaldando las obligaciones de deuda de PifCo mediante garantías de pago incondicionales e irrevocables.

Resultado de las Operaciones—2010 comparado con 2009

Resultado (Pérdida) Neto

PifCo registró una pérdida de U$S262 millones en 2010 comparado con una ganancia de U$S487 millones en 2009.

Ventas de Petróleo Crudo y Productos Derivados del Petróleo y Servicios Relacionados

Las ventas de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo y servicios relacionados por parte de PifCo se incrementaron 20,5% a U$S34.759 millones en 2010 comparado con U$S28.850 millones en 2009. Este incremento se debió principalmente a mayores precios de venta como consecuencia de una suba del 29,2% en el precio promedio del crudo Brent, a U$S79.47 por barril en 2010 comparado con U$S61,51 por barril en 2009.

Costos de Ventas

Los costos de ventas se incrementaron 23,0% a U$S34.230 millones en 2010 comparado con U$S27.825 millones en 2009. Este incremento fue proporcional al aumento de las ventas de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo y servicios y básicamente se atribuyó a las mismas razones, y también a la formación de mayores precios de inventario promedio en relación con el petróleo y los productos derivados del petróleo adquiridos durante períodos de precios internacionales elevados.

Gastos de Comercialización, Generales y de Administración

Los gastos de comercialización, generales y de administración de PifCo incluyen principalmente costos de transporte y aranceles por servicios, incluidos los servicios contables, legales y de calificación. Estos gastos se incrementaron 15,3% a U$S482 millones en 2010 comparado con U$S418 millones en 2009. Los costos de

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transporte se incrementaron 15,0% a U$S338 millones en 2010 comparado con U$S294 millones en 2009, básicamente debido a las variaciones en las tendencias de mercado y rutas marítimas internacionales.

Otros Gastos Operativos

Los otros gastos operativos de PifCo consisten básicamente en ajustes por desvalorización de las existencias de crudo y productos derivados del petróleo. Estos gastos aumentaron 65,5% a U$S48 millones en 2010 comparado con U$S29 millones en 2009.

Ingresos Financieros

Los ingresos financieros de PifCo provienen de la financiación de las ventas y de préstamos internos a Petrobras como así también de inversiones en títulos negociables y otros instrumentos financieros. Los ingresos financieros de PifCo disminuyeron 52,7% a U$S944 millones en 2010 comparado con U$S1.997 millones en 2009. Esta disminución se debió principalmente a menores ingresos provenientes de la financiación de ventas a Petrobras y menores ingresos derivados de títulos negociables.

Gastos Financieros

Los gastos financieros de PifCo consisten en intereses pagados y devengados sobre la deuda pendiente de PifCo, otros cargos asociados a la emisión de deuda y otros instrumentos financieros de PifCo. Los gastos financieros de PifCo disminuyeron 42,5% a U$S1.202 millones en 2010 comparado con U$S2.090 millones en 2009. Esta disminución se atribuyó básicamente a la extinción de los préstamos internos de PifCo otorgados por Petrobras.

Resultados de Operaciones—2009 comparado con 2008

Resultado Neto

PifCo registró una ganancia de U$S487 millones en 2009 comparado con una pérdida de U$S772 millones en 2008. Ventas de Petróleo Crudo y Productos Derivados del Petróleo y Servicios Relacionados Las ventas de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo y servicios relacionados por parte de PifCo disminuyeron 32% a U$S28.850 millones en 2009 comparado con U$S42.443 millones en 2008. Esta disminución se debió principalmente a menores precios de venta como consecuencia de una baja del 37% en el precio promedio del crudo Brent, a U$S62 por barril en 2009 de U$S97 por barril en 2008. Esta disminución fue parcialmente compensada por una suba del 11% en los volúmenes de venta de PifCo, básicamente debido a mayores ventas de crudo y productos derivados del petróleo comprados a terceros y afiliadas y posteriormente vendidos a Petrobras. Costo de Ventas

El costo de ventas disminuyó 34,1% a U$S27.825 millones en 2009 de U$S42.231 millones en 2008. Esta disminución fue proporcional a la baja en las ventas de petróleo crudo y de productos derivados del petróleo y servicios principalmente debido a las mismas razones, y adicionalmente como resultado también de una menor formación de precios promedio de las existencias en relación con el petróleo y los productos derivados del petróleo adquiridos durante períodos de bajos precios internacionales. Gastos de Administración y Comercialización

Los gastos de administración y comercialización de PifCo incluyen principalmente costos de transporte y aranceles por servicios, incluidos los servicios contables, legales y de calificación. Estos gastos se redujeron 25,6% a U$S418 millones en 2009 comparado con U$S562 millones en 2008. Los costos de transporte disminuyeron 36,1% a U$S289 millones en 2009 de U$S452 millones en 2008, básicamente como resultado de una baja de los precios de los fletes internacionales.

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Otros Gastos Operativos

Los otros gastos operativos de PifCo consisten básicamente en ajustes por desvalorización de las existencias de crudo y productos derivados del petróleo. Estos gastos disminuyeron 95% a U$S29 millones en 2009 de U$S577 millones en 2008, debido a la reducción del valor de sus existencias como resultado de los menores precios internacionales del petróleo.

Ingresos Financieros

Los ingresos financieros de PifCo provienen de la financiación de las ventas y de préstamos internos a Petrobras como así también de inversiones en títulos negociables y otros instrumentos financieros. Los ingresos financieros de PifCo disminuyeron 14,1% a U$S1.997 millones en 2009 de U$S2.325 millones en 2008. Esta disminución se debió principalmente a menores ingresos provenientes de derivados bursátiles como resultado de la volatilidad del precio promedio internacional del petróleo. Esta disminución fue parcialmente compensada por mayores ingresos derivados de títulos negociables.

Gastos Financieros

Los gastos financieros de PifCo consisten en intereses pagados y devengados sobre la deuda pendiente de PifCo, otros cargos asociados a la emisión de deuda y otros instrumentos financieros. Los gastos financieros de PifCo disminuyeron 3,7% a U$S2.090 millones en 2009 de U$S2.170 millones en 2008. Esta disminución se atribuyó básicamente a menores préstamos internos de Petrobras y fue parcialmente compensada por un incremento en los gastos por intereses relacionados con emisiones de Obligaciones Globales y líneas de crédito en 2009.

Liquidez y Recursos de Capital

Petrobras

Información General

La Compañía aplica los fondos principalmente a inversiones y pago de dividendos y de deudas. En 2008, 2009 y 2010, hemos cumplido estos compromisos con fondos generados internamente, deudas a corto plazo, deudas a largo plazo y fondos provenientes del aumento de capital. Para 2011 y de allí en adelante, consideramos que los fondos generados internamente y los aumentos de deuda, junto con nuestra fuerte posición en fondos e inversiones equivalentes, continuarán permitiéndonos cumplir con nuestro requerimiento actual de capital. En 2011, nuestro principal requerimiento de fondos corresponde a inversiones presupuestadas por U$S54.000 millones, la parte restante de dividendos declarados, intereses sobre el capital por U$S2.231 millones y pagos de capital por U$S2.988 millones en relación con obligaciones de deuda a largo plazo y obligaciones relacionadas con arrendamientos y financiamiento de proyectos.

Estrategia de Financiamiento

Petrobras cuenta con una estrategia de financiamiento con el fin de lograr las metas establecidas en el Plan de Negocios 2010-2014 presentado el 18 de junio de 2010, que contempla inversiones por U$S224.000 millones en el período 2010-2014. En nuestro Plan de Negocios 2010-2014 se prevé complementar el flujo de fondos generado internamente con fondos provenientes del aumento de capital que realizamos el 1º de octubre de 2010, e incrementos de nuestra deuda neta, lo cual nos permitiría mantener una sólida estructura de capital y el nivel de endeudamiento financiero previsto. Obtendremos capital de deuda a través de contratos de financiamiento a mediano y largo plazo, incluyendo la emisión de bonos en los mercados de capitales internacionales, financiamiento de proveedores, financiamiento de proyectos y financiamiento bancario. Continuaremos con nuestra política de ampliar el perfil de vencimiento de nuestra deuda.

Nuestra intención para 2011 es cubrir las necesidades financieras combinando la utilización de saldos de caja al cierre del ejercicio y líneas de crédito existentes, como así también la contracción de nueva deuda a través de una amplia variedad de fuentes de financiamiento tradicionales, dentro de las que se incluyen los mercados de capitales internacionales, agencias de crédito para exportación, bancos de desarrollo no pertenecientes al gobierno de Brasil, el BNDES, y bancos comerciales brasileños e internacionales. Al 10 de mayo de 2011, hemos

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financiado parte de nuestras necesidades correspondientes a 2011 mediante una oferta de Obligaciones Globales por U$S6.000 millones en los mercados de capitales internacionales y U$S620,5 millones provenientes de líneas de crédito y agencias de crédito para exportación.

El Comité Ejecutivo se encuentra revisando el plan de negocios 2011-2015 y lo anunciará una vez que concluida su revisión.

Normativa Gubernamental

Petrobras debe presentar el presupuesto anual de inversiones ante el Ministerio de Planificación, Presupuesto y Gestión de Brasil y el Ministerio de Minas y Energía. Luego de la revisión por parte de estos organismos, el Congreso brasileño debe aprobar el presupuesto. Si bien el nivel total de nuestras inversiones anuales está regulado, el destino específico de los fondos queda a nuestra discreción. Desde mediados de 1991, hemos obtenido una parte substancial del financiamiento en los mercados de capitales internacionales, principalmente a través de la emisión de papeles de comercio y obligaciones a corto, mediano y largo plazo, y hemos logrado obtener cada vez más fondos a largo plazo para grandes inversiones tales como equipos de perforación y plataformas.

El Ministerio de Planificación, Presupuesto y Gestión de Brasil controla el monto total de deuda a mediano y largo plazo que Petrobras y sus subsidiarias brasileñas están autorizadas a contraer a través del proceso de aprobación del presupuesto anual. Antes de emitir títulos de deuda a mediano y largo plazo, Petrobras y sus subsidiarias brasileñas deben contar también con la aprobación de Tesoro Nacional.

La totalidad de nuestra deuda denominada en moneda extranjera, como así también la deuda denominada en moneda extranjera de nuestras subsidiarias brasileñas deben registrarse en el Banco Central. Sin embargo, la emisión de títulos de deuda por parte de nuestras subsidiarias internacionales no está sujeta a esta exigencia de registro en el Banco Central ni de aprobación por parte del Tesoro Nacional. Asimismo, todas las emisiones de obligaciones y debentures a mediano y largo plazo requieren la aprobación de nuestro Consejo de Administración. Los endeudamientos que superan el monto presupuestado aprobado correspondiente a un ejercicio también requieren la aprobación del Senado brasileño.

Origen de Fondos

Fondos

Al 31 de diciembre de 2010, los fondos e inversiones equivalentes totalizaron U$S17.633 millones comparado con U$S16.169 millones al 31 de diciembre de 2009.

Los fondos generados por las operaciones totalizaron U$S28.495 millones en 2010 comparado con U$S24.920 millones en 2009. Este incremento en los fondos generados por las operaciones se atribuyó básicamente al aumento de U$S28.183 millones de los ingresos operativos netos durante 2010 en comparación con 2009 como resultado de mayores volúmenes de producción y precios más elevados para nuestros productos, reflejando la recuperación de los precios en los mercados internacionales.

Los fondos generados por las actividades de financiamiento totalizaron U$S35.386 millones en 2010 comparado con U$S16.935 millones en 2009. Este aumento correspondió básicamente al aumento de capital de U$S30.563 millones generado por la oferta global. Los fondos generados por las actividades de financiamiento se vieron reducidos por el pago de dividendos por U$S5.299 millones comparado con U$S7.712 millones en 2009. Generalmente realizamos el pago de dividendos en el ejercicio siguiente al anuncio de los resultados correspondientes. En 2010, pagamos dividendos en relación con las utilidades correspondientes a 2009 así como también gran parte de los intereses sobre el capital en relación con las utilidades correspondientes a 2010 antes del cierre del ejercicio económico 2010.

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Nuestra deuda neta se redujo a U$S36.701 millones al 31 de diciembre de 2010 comparado con U$S41.733 millones al 31 de diciembre de 2009, principalmente debido al incremento de fondos obtenidos mediante la oferta global.

Deuda a Corto Plazo

Nuestra deuda a corto plazo se utiliza principalmente para financiar el capital de trabajo y las importaciones de crudo y productos derivados del petróleo y proviene principalmente de bancos internacionales. Al 31 de diciembre de 2010, nuestra deuda a corto plazo totalizó U$S8.960 millones en comparación con U$S8.431 millones al 31 de diciembre de 2009.

Deuda a Largo Plazo

Nuestra deuda a largo plazo consiste principalmente en la emisión de títulos en los mercados de capitales internacionales, debentures en los mercados de capitales de Brasil, montos pendientes de pago por líneas de crédito garantizadas por agencias de crédito para exportación y organismos multilaterales, préstamos otorgados por el Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (BNDES) y otras entidades financieras y financiamiento de proyectos. La deuda a largo plazo totalizó U$S60.471 millones al 31 de diciembre de 2010 en comparación con U$S49.041 millones al 31 de diciembre de 2009. Este incremento correspondió básicamente a préstamos internacionales, principalmente en la forma de retiros en relación con el financiamiento otorgado por el China Development Bank, así como también a fondos obtenidos en la forma de Créditos Documentarios de Exportación obtenidos del Banco do Brasil y de la Caixa Econômica Federal. Estos recursos financieros se utilizarán básicamente para el desarrollo de proyectos relacionados con la producción de petróleo y gas, para la construcción de barcos y ductos así como también para la ampliación de unidades industriales. Para obtener mayor información, véase la Nota 12 a los estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010.

A continuación se indican las emisiones internacionales de deuda al 31 de diciembre de 2010:

Obligaciones Negociables

Monto de capital

(en millones de U$S)

Obligaciones de PESA al 9,38% con vencimiento en 2013 .................................................................................. 200 Certificados Fiduciarios Senior de PifCo al 3,748% con vencimiento en 2013 (1) .............................................. 200 Obligaciones Globales de PifCo al 9,125% con vencimiento en 2013 ................................................................ 750 Obligaciones Globales de PifCo al 7,75% con vencimiento en 2014 ................................................................... 600 Certificados Fiduciarios Senior de PifCo al 6,436% con vencimiento en 2015 (1) ............................................... 550 Bonos en Yenes de PifCo al 2,15% con vencimiento en 2016 (2) ........................................................................ 430 Obligaciones Globales de PifCo al 6,125% con vencimiento en 2016 ................................................................. 899 Obligaciones de PESA al 5,88% con vencimiento en 2017 .................................................................................. 300 Obligaciones Globales de PifCo al 8,375% con vencimiento en 2018 ................................................................. 750 Obligaciones Globales de PifCo al 5,875% con vencimiento en 2018 ................................................................. 1.750 Obligaciones Globales de PifCo al 7,875% con vencimiento en 2019 ................................................................. 2.750 Obligaciones Globales de PifCo al 5,75% con vencimiento en 2020 ................................................................... 2.500 Obligaciones Globales de PifCo al 6,875% con vencimiento en 2040 ................................................................. 1.500

A menos que se indique lo contrario, la deuda emitida por PifCo cuenta con el respaldo de una garantía otorgada por Petrobras. (1) Emitidos en relación con el programa de pago anticipado de exportaciones. (2) Emitidos por PifCo el 27 de septiembre de 2006 por el monto de ¥ 35 mil millones, con respaldo de Petrobras a través de un acuerdo

de compra standby.

Asimismo, el 27 de enero de 2011 PifCo emitió Obligaciones Globales por un monto de capital total de U$S6.000 millones mediante una oferta en varios tramos, con vencimiento entre 2016 y 2041 que devengan intereses a tasas que oscilan entre 3,875% y 6,750% anual.

Convenios No Incluidos en el Balance

Al 31 de diciembre de 2010, ni Petrobras ni PifCo tenían convenios fuera del balance que tuvieran o pudieran tener, en forma razonable, un efecto significativo sobre la situación financiera, los ingresos o gastos, los resultados de las operaciones, la liquidez, las inversiones o los recursos de capital de Petrobras.

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Aplicación de los Fondos

Inversiones

En 2010 invertimos un total de U$S45.078 millones, que representa un aumento de 28,3% comparado con U$S35.134 millones en 2009. Nuestras inversiones en 2010 se destinaron principalmente a incrementar la producción, modernizar nuestras refinerías y ampliar nuestro sistema de transporte y distribución por ductos. Del total de inversiones realizadas en 2010, U$S22.222 millones se destinaron a proyectos de exploración y desarrollo, que incluyen inversiones que se financian a través de financiamiento de proyectos.

El siguiente cuadro presenta nuestra inversión consolidada (incluyendo el financiamiento de proyectos y la inversión en centrales termoeléctricas) correspondiente a cada uno de los segmentos de negocio en 2010, 2009 y 2008:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009 2008

(en millones de U$S) Exploración y Producción ................................................................................ 22.222 16.488 14.293 Refinación, Transporte y Comercialización...................................................... 15.356 10.466 7.234 Distribución ..................................................................................................... 482 369 309 Gas y Energía ................................................................................................... 4.099 5.116 4.256 Internacional

Exploración y Producción............................................................................ 2.012 1.912 2.734 Refinación, Transporte y Comercialización .................................................. 90 110 102

Distribución................................................................................................. 52 31 20 Gas y Energía............................................................................................... 13 58 52

Corporativo ..................................................................................................... 752 584 874

Total ................................................................................................................ 45.078 35.134 29.874

El 18 de junio de 2010 anunciamos nuestro Plan de Negocios 2010-2014 que contempla una inversión total presupuestada de U$S224.000 millones en el período 2010-2014, de los cuales aproximadamente U$S212.300 millones se destinarán a nuestras actividades en Brasil y U$S11.700 a nuestras actividades en el exterior. Estimamos que la mayor parte de nuestra inversión correspondiente al período 2010-2014, aproximadamente U$S118.800 millones, se destinará a exploración y producción, de los cuales U$S108.200 millones se invertirán en actividades de la Compañía en Brasil (de los cuales U$S33.000 millones se destinarán a secciones anteriores al estrato de sal).

Nuestro Plan de Negocios 2010-2014 contempla mayores inversiones en las operaciones de petróleo y gas en Brasil. Estimamos que de los U$S212.300 millones de inversiones en Brasil hasta 2014, por lo menos U$S142.200 millones (67%) se utilizarán para pagar equipos y servicios suministrados por contratistas, proveedores y otros prestadores de servicios brasileños.

Nuestro presupuesto de inversiones para 2011, incluido el financiamiento de proyectos, es de U$S54.000 millones, distribuido del siguiente modo:

• Segmento de Exploración y Producción: 46%;

• Segmento de Refinación, Transporte y Comercialización: 40%;

• Segmento de Distribución: 1%;

• Segmento de Gas y Energía: 5%;

• Segmento Internacional: 6%;

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• Segmento Corporativo: 1%; y

• Nuestra subsidiaria Petrobras Biocombustível: 1%.

Proyectamos financiar nuestras inversiones presupuestadas principalmente mediante fondos generados internamente, emisiones en los mercados de capitales internacionales, préstamos para financiar proyectos, préstamos bancarios y otras fuentes de capital. Como resultado de las condiciones del mercado y del costo y la disponibilidad de los fondos necesarios, la inversión real podría diferir considerablemente de las cifras antes presentadas.

Dividendos

En la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 28 de abril de 2011 se aprobó una distribución de dividendos por el monto de R$11.728 millones (U$S6.780 millones) que incluye intereses sobre el capital ya aprobados por el Consejo de Administración. Petrobras pagó U$S5.857 millones de este monto a los accionistas en la forma de intereses sobre el capital en mayo, agosto, noviembre y diciembre de 2010 y marzo de 2011, con anterioridad al cierre del ejercicio económico 2010. Los restantes U$S923 millones en dividendos e intereses sobre el capital relacionados con las utilidades correspondientes a 2010 se pagarán antes del 27 de junio de 2011, ajustados a la tasa SELIC desde el 31 de diciembre de 2010 a la fecha de pago. Los dividendos correspondientes a 2010 aprobados por los accionistas ascienden a R$1,19 (U$S0,69) por acción ordinaria y preferida (R$2,38 (U$S1,38) por ADS representativa de acciones ordinarias y preferidas).

Los dividendos que Petrobras paga a los accionistas dependen de nuestras ganancias y otros factores. De

acuerdo con los Estatutos y la Ley de Sociedades de Brasil aplicable a una sociedad con una clase de acciones sin derecho a voto, como la nuestra, los accionistas de la Compañía tienen derecho a percibir un dividendo mínimo obligatorio de por lo menos el 25% de las utilidades netas ajustadas correspondientes al ejercicio económico. En 2010 y 2009, la Compañía pagó el dividendo mínimo obligatorio del 25% a sus accionistas.

Para obtener información adicional sobre la política de dividendos de la Compañía, incluyendo una

descripción del dividendo preferido mínimo que los accionistas titulares de acciones preferidas tienen derecho a percibir conforme a los Estatutos, véase “Distribución Obligatoria” y “Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital” en el Item 10. “Información Adicional—Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras”.

PifCo

Información General

PifCo financia sus actividades de comercialización de petróleo principalmente por medio de bancos

comerciales, incluidas líneas de crédito, así como también a través de préstamos internos otorgados por Petrobras y la emisión de obligaciones en los mercados de capitales internacionales. En calidad de empresa offshore, no constituida en Brasil, PifCo no está legalmente obligada a obtener la aprobación previa del Tesoro Nacional de Brasil antes de contraer deuda o registrarla en el Banco Central. Sin embargo, como parte de nuestra política, la emisión de cualquier clase de título de deuda se realiza en base a la recomendación del Director Financiero, el Comité Ejecutivo o el Consejo de Administración de Petrobras, dependiendo del monto de capital total y del tipo de título a ser emitido.

Origen de Fondos

Fondos de PifCo

Al 31 de diciembre de 2010, los fondos e inversiones equivalentes de PifCo totalizaron U$S1.197 millones comparado con U$S953 millones al 31 de diciembre de 2009.

Los fondos aplicados a las actividades operativas de PifCo totalizaron U$S10.245 millones en 2010 en comparación con los fondos provenientes de las actividades operativas por U$S9.397 millones en 2009,

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básicamente como consecuencia del incremento de los fondos recibidos de partes relacionadas en 2010 derivado de la reducción del plazo de pago a Petrobras de ventas de petróleo crudo y productos derivados del petróleo de 330 días a 30 días a partir de abril de 2010.

Los fondos aplicados a las actividades de inversión de PifCo totalizaron U$S1.655 millones en 2010 comparado con U$S486 millones en 2009, principalmente como resultado de un aumento de la cantidad de créditos a partes relacionadas.

Los fondos aplicados a las actividades de financiamiento de PifCo totalizaron U$S8.345 millones en 2010 comparado con U$S8.245 millones en 2009, principalmente como consecuencia de la cancelación de préstamos otorgados por Petrobras.

Cuentas a Cobrar de PifCo

Las cuentas a cobrar a partes relacionadas disminuyeron 63,1% a U$S5.891 millones al 31 de diciembre de 2010 de U$S15.986 millones al 31 de diciembre de 2009, básicamente como consecuencia del incremento de fondos recibidos de partes relacionadas en 2010 como resultado de la reducción del plazo para el pago a Petrobras de ventas de petróleo crudo y productos derivados del petróleo de 330 días a 30 días a partir de abril de 2010.

Deudas a Corto Plazo de PifCo

Las deudas a corto plazo de PifCo están denominadas en dólares estadounidenses y consisten en líneas de crédito a corto plazo, préstamos de entidades financieras y la porción corriente de líneas de crédito a largo plazo de entidades financieras, la venta de derechos sobre cuentas a cobrar futuras y obligaciones senior. Al 31 de diciembre de 2010, PifCo había tomado fondos por U$S2.303 millones en virtud de líneas de crédito y préstamos de entidades financieras incluyendo la porción corriente de líneas de crédito a largo plazo y créditos senior, comparado con fondos tomados por U$S1.892 millones al 31 de diciembre de 2009. La tasa de interés promedio ponderada anual en relación con estas deudas a corto plazo fue del 2,73% al 31 de diciembre de 2010, comparado con 2,33% al 31 de diciembre de 2009. Al 31 de diciembre de 2010, PifCo había utilizado todas las líneas de crédito disponibles específicamente destinadas a la compra de petróleo crudo y productos derivados del petróleo.

Los documentos a pagar de PifCo a partes relacionadas consistían en documentos a pagar a Petrobras. Al 31 de diciembre de 2009, PifCo tenía préstamos por un total de U$S7.862 millones. PifCo no registra saldo pendiente con Petrobras al 31 de diciembre de 2010.

Deudas a Largo Plazo de PifCo

Al 31 de diciembre de 2010, los préstamos a largo plazo pendientes de PifCo en entidades financieras eran los siguientes:

• U$S880 millones (porción corriente de U$S2.010 millones) en líneas de crédito a largo plazo con vencimiento entre 2012 y 2017 en comparación con U$S1.396 millones al 31 de diciembre de 2009. Al 31 de diciembre de 2010, PifCo había utilizado todos los fondos disponibles en virtud de las líneas de crédito; y

• U$S215 millones (porción corriente de U$S72 millones) en virtud del contrato de préstamo con Malha Gas Investment Co. Ltd. (M-GIC), que actúa en carácter de Agente de Crédito del JBIC (Banco para Cooperación Internacional de Japón). Este préstamo devenga intereses a la tasa Libor más 0,8% anual, pagaderos semestralmente. El monto de capital se ha cancelado en forma semestral a partir del 15 de diciembre de 2009, con vencimiento el 15 de diciembre de 2014.

Al 31 de diciembre de 2010, PifCo también tenía pendiente:

• U$S194 millones (porción corriente de U$S69 millones) en relación con el programa de pago anticipado de exportaciones de Petrobras, que consiste en Certificados Fiduciarios Senior a una tasa

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del 6,436% con vencimiento en 2015 y Certificados Fiduciarios Senior a una tasa del 3,748% con vencimiento en 2013;

• U$S10.712 millones en Obligaciones Globales, con vencimiento entre 2013 y 2040 que devengan intereses a tasas anuales de entre 5,75% y 9,125%. Las obligaciones devengan intereses pagaderos semestralmente y el producido de las mismas se utilizó para fines corporativos generales, incluyendo la financiación de importación de productos derivados del petróleo, el pago de deuda relacionada con la actividad comercial y préstamos internos y el pago de préstamos puente tomados al inicio de 2009; y

• U$S430 millones (¥35.000 millones) en Bonos en yenes emitidos en septiembre de 2006 y con vencimiento en septiembre de 2016. La emisión consistió en una colocación privada en el mercado japonés, con garantía parcial del Banco para Cooperación Internacional de Japón (JBIC). Los bonos devengan intereses a una tasa anual del 2,15% pagaderos semestralmente. En la misma fecha, PifCo celebró un acuerdo de swap con Citibank en virtud del cual canjeó el monto total de esta deuda por deuda denominada en dólares estadounidenses.

La posición de PifCo en cartas de crédito irrevocables al 31 de diciembre de 2010 era de U$S94 millones en comparación con U$S556 millones al 31 de diciembre de 2009, como respaldo de las importaciones de petróleo y derivados del petróleo y servicios relacionados. Al 31 de diciembre de 2010, PifCo tenía disponible líneas de crédito standby por un monto de U$S721 millones, sin requisitos específicos de aplicación. PifCo no ha utilizado los fondos de estas líneas de crédito y hasta la fecha no tiene una fecha prevista para utilizar los mismos.

El siguiente cuadro indica el origen de la deuda corriente y a largo plazo de PifCo, al 31 de diciembre de 2010 y al 31 de diciembre de 2009:

31 de diciembre de 2010 31 de diciembre de 2009

Corriente Largo plazo Corriente Largo plazo

(en millones de U$S) Entidades Financieras ................................................... 2.063 1.095 1.892 1.682 Obligaciones Senior ...................................................... 247 — 11 235 Venta de derechos sobre cuentas a cobrar futuras ..... 71 344 70 414 Activos relacionados con pagos anticipados de

exportaciones a ser compensados con ventas de derechos sobre cuentas a cobrar futuras................... — (150) — (150)

Obligaciones Globales .................................................. 250 10.712 182 10.710 Bonos en yenes ............................................................ 2 430 2 378

Total deuda .................................................................. 2.633 12.431 2.157 13.269

Deuda a Largo Plazo contraída con posterioridad al 31 de diciembre de 2010

El 27 de enero de 2011, PifCo emitió Obligaciones Globales por un monto de capital total de U$S6.000 millones mediante una oferta de varios tramos en los mercados de capitales internacionales. Los términos y condiciones de las Obligaciones Globales son los siguientes:

• U$S2.500 millones, con vencimiento el 27 de enero de 2016. Las Obligaciones Globales devengan intereses a la tasa anual del 3,875%, pagaderos semestralmente a partir del 27 de julio de 2011;

• U$S2.500 millones, con vencimiento el 27 de enero de 2021. Las Obligaciones Globales devengan intereses a la tasa anual del 5,375%, pagaderos semestralmente a partir del 27 de julio de 2011;

• U$S1.000 millones, con vencimiento el 27 de enero de 2041. Las Obligaciones Globales devengan intereses a la tasa anual del 6,75%, pagaderos semestralmente a partir del 27 de julio de 2011.

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PifCo utilizará los fondos de la oferta para fines corporativos generales y para financiar las inversiones proyectadas de Petrobras en virtud del Plan de Negocios 2010-2014 manteniendo a la vez una estructura de capital adecuada y el nivel de deuda financiera previsto de acuerdo con el Plan de Negocios 2010-2014.

El costo de emisión de la oferta fue de aproximadamente U$S18 millones, con un descuento de U$S21 millones y una rentabilidad anual para inversores de 3,95%, 5,401% y 6,806%, respectivamente. Las Obligaciones Globales constituyen obligaciones senior generales no garantizadas y no subordinadas de PifCo y están garantizadas en forma incondicional e irrevocable por Petrobras.

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Obligaciones Contractuales

Petrobras

El siguiente cuadro presenta un resumen de las obligaciones contractuales de Petrobras al 31 de diciembre de 2010:

Pagos con vencimiento, por período

Total < 1 año 1-3 años 3-5 años > 5 años

(en millones de U$S) Obligaciones Contractuales Rubros del Balance: (1) Obligaciones de deuda a largo plazo .......................................... 69.431 8.960 6.640 8.828 45.003 Obligaciones por arrendamiento de capital (financiación) ......... 222 59 60 36 67

Total Rubros del Balance......................................................... 69.653 9.019 6.700 8.864 45.070 Otras Obligaciones Contractuales a Largo Plazo Acuerdos de transporte en firme de gas natural ......................... 5.943 635 1.288 1.332 2.688 Contratos de servicios ................................................................. 105.575 50.690 32.392 8.394 14.099 Contratos de suministro de gas natural....................................... 13.033 1.419 2.899 3.080 5.635 Contratos de arrendamiento operativo....................................... 48.079 10.645 17.134 9.713 10.587 Obligaciones de compra .............................................................. 18.372 6.878 4.439 1.426 5.629 Obligaciones de compra internacional ........................................ 31.261 4.399 8.436 1.110 17.316

Total Otras Obligaciones a Largo Plazo ................................... 222.263 74.666 66.588 25.055 55.954

Total.................................................................................... 291.916 83.685 73.288 33.919 101.024

(1) No incluye el monto de U$S33.594 millones relacionado con las obligaciones del plan de pensión de la Compañía que están garantizadas por los activos del plan por un monto de U$S27.340 millones. En relación con información sobre los planes de beneficios posteriores al retiro para empleados, véase la Nota 15 a nuestros estados contables consolidados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010.

PifCo

El siguiente cuadro presenta un resumen de las obligaciones contractuales de PifCo al 31 de diciembre de 2010, y el período en el cual vencen dichas obligaciones:

Pagos con vencimiento, por período

Total < 1 año 1-3 años 3-5 años > 5 años

(en millones de U$S) Obligaciones Contractuales Deuda a largo plazo ....................................................................... 12.817 386 1.298 626 10.507 Obligaciones de compra – a largo plazo ........................................ 3.851 2.351 606 379 515 Contratos de arrendamiento operativo......................................... 9 1 3 3 2

Total .............................................................................................. 16.677 2.738 1.907 1.008 11.024

Políticas Contables y Estimaciones Relevantes

El siguiente análisis describe las áreas que requieren mayor evaluación o implican un mayor grado de complejidad en la aplicación de las políticas contables que afectan actualmente nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones. Las estimaciones contables que se realizan en este contexto requieren la consideración de supuestos sobre cuestiones altamente inciertas. De cualquier forma, si se hubieran efectuado otras estimaciones o si ocurren cambios en las estimaciones entre un período y otro, nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones podrían verse significativamente afectados.

Este análisis incluye sólo las estimaciones que se consideran más importantes teniendo en cuenta el grado de incertidumbre y la posibilidad de un impacto significativo en el caso de utilizar estimaciones diferentes. Existen muchas otras áreas en las que se utilizan estimaciones sobre cuestiones inciertas, pero el efecto razonablemente probable de una modificación en las estimaciones o de estimaciones diferentes no es significativo en la presentación de los estados contables de la Compañía.

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Reservas de Petróleo y Gas

Las evaluaciones de las reservas de petróleo y gas constituyen un factor importante para la efectiva administración de los activos de exploración y producción. Se utilizan para la toma de decisiones acerca de inversiones relativas a activos petroleros y gasíferos. Las cantidades de reservas de petróleo y gas también se utilizan como base para calcular la tasa de depreciación en función de las unidades de producción y para evaluar la disminución del valor. Las reservas de petróleo y gas se dividen en reservas probadas y no probadas. Las reservas probadas reflejan las cantidades estimadas de petróleo crudo, gas natural y líquidos de gas natural que, según datos geológicos y de ingeniería, se prevé con razonable certeza serán comercialmente explotables en ejercicios futuros en las condiciones económicas y operativas existentes y en virtud de las reglamentaciones gubernamentales vigentes, es decir, a los precios y costos existentes a la fecha de la estimación. Las reservas no probadas son aquellas con menor certeza razonable de recuperabilidad y se clasifican en probables o posibles. Las reservas probables son aquellas con mayor probabilidad de ser recuperadas y las reservas posibles son aquellas con menor probabilidad de ser recuperadas.

La estimación de las reservas probadas es un proceso continuo que tiene en cuenta datos geológicos y de ingeniería tales como el perfil de producción de los pozos, datos de presión, información de testigos coronas. Las reservas probadas se dividen en dos categorías: desarrolladas y no desarrolladas. Las reservas probadas desarrolladas son las que se estima recuperar de los pozos existentes, incluidas las reservas en los ductos, o cuando los costos necesarios para que los pozos comiencen a producir son relativamente bajos, o mediante equipos e infraestructura de extracción instalados que se encuentran operativos al momento de realizarse la estimación de reservas si la extracción se realiza por medios que no involucren un pozo. Para las reservas probadas no desarrolladas son necesarias inversiones significativas, incluida la perforación de nuevos pozos y la construcción de instalaciones de producción y de transporte.

Utilizamos el método contable del “esfuerzo exitoso” en relación con nuestras actividades de exploración y producción. Según este método, los costos se acumulan sobre la base de yacimiento por yacimiento y determinados gastos de exploración y de pozos exploratorios secos se imputan a pérdidas del ejercicio en el que se incurrieron. Los pozos exploratorios a través de los cuales se encuentra petróleo y gas en una área que requiere importantes inversiones antes de comenzar la producción se evalúan anualmente para garantizar que se han encontrado reservas en cantidades comerciales o que existen trabajos exploratorios adicionales en curso o planeados para ser ejecutados en un plazo razonable respecto al ciclo de desarrollo de Petrobras y teniendo en cuenta los plazos establecidos por la ANP. Los costos de los pozos exploratorios que no cumplen con alguno de esos criterios son contabilizados como gastos. Los costos de los pozos productivos y de los pozos secos de desarrollo se activan y amortizan por el método de unidad de producción, debido a que este método contabiliza de forma más puntual el éxito o el fracaso de nuestras actividades de exploración y producción.

Impacto de las Reservas de Petróleo y Gas en la Depreciación y el Agotamiento

El cálculo de la depreciación y el agotamiento por unidad de producción es un dato contable fundamental que mide la depreciación y el agotamiento de los activos de exploración y producción. Es la relación entre (i) los volúmenes reales producidos y (ii) las reservas probadas totales desarrolladas (aquellas reservas probadas recuperables a través de pozos existentes con equipos y métodos disponibles) aplicada a (iii) el costo de los activos. Las reservas probadas no desarrolladas se incluyen en la amortización de los costos de adquisición de arrendamientos. Los volúmenes producidos y el costo de los activos son conocidos y si bien las reservas probadas desarrolladas tienen una alta probabilidad de recuperación, se calculan utilizando parámetros relativamente variables. La variabilidad de los parámetros puede arrojar revisiones positivas o negativas de las reservas probadas en los yacimientos existentes, a medida que se adquiere mayor información a través de investigación y producción. Como resultado de estas revisiones, nuestras reservas probadas registraron un aumento de 435,4 millones de barriles de petróleo equivalente en 2010, 1.646,1 millones de barriles de petróleo equivalente en 2009 y 162,7 millones de barriles de petróleo equivalente en 2008.

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Impacto de las Reservas de Petróleo y Gas y de los Precios en la Realización del Análisis de Pérdida de Valor

Al 31 de diciembre de 2010, los bienes de uso, neto de agotamiento acumulado, ascendían a U$S219.000 millones. Una parte sustancial de ese monto consistía en activos petrolíferos y gasíferos en producción. Estos activos son revisados para detectar la pérdida de valor cada vez que algún acontecimiento o cambio de circunstancias indica que los valores contables podrían no ser recuperados. Se estiman los flujos de fondos futuros y descontados de los activos afectados para evaluar la recuperabilidad de los valores contables. Por lo general, los análisis se basan en las reservas probadas, excepto en circunstancias donde es probable que se desarrollen reservas adicionales no probadas que contribuyan en el futuro a aumentar los flujos de fondos; el porcentaje de reservas probables que incluimos en los flujos de fondos no excede nuestros porcentajes históricos de éxito en el desarrollo de reservas probables.

Como parte de nuestro programa de administración, realizamos análisis de valuación de activos en forma constante. Estos análisis monitorean el rendimiento de los activos en relación con los objetivos corporativos. También sirven para analizar si el valor contable de cualquiera de nuestros activos podría no ser recuperable. Al realizar estos análisis es necesario, además de calcular el volumen de las reservas de gas y petróleo, calcular el precio futuro del gas y el petróleo.

En general, no consideramos que una baja temporaria del precio del petróleo constituya un factor detonante para la realización de análisis de pérdida de valor. Los mercados de petróleo crudo y gas natural se caracterizan por sus antecedentes de alta volatilidad en los precios. Aunque a veces los precios puedan caer estrepitosamente, los precios de la industria en el largo plazo continuarán siendo determinados por la oferta y la demanda. Por consiguiente, todos los análisis de pérdida de valor que se realizan consideran los supuestos sobre los precios a largo plazo para los mercados del crudo y del gas natural. Se trata de los mismos supuestos de precios que se utilizan en nuestros procesos de planificación y presupuesto, y en la toma de decisiones sobre inversiones, y se consideran cálculos razonables y conservadores teniendo en cuenta los indicadores de mercado y los antecedentes. Precios significativamente más bajos del petróleo y del gas en el futuro podrían dar lugar a una desvalorización de los activos si dicha caída de los precios fuera considerada como una tendencia de largo plazo. Además, los cambios significativos estimados en la curva de producción, en los descuentos y/o costos de producción o extracción podrían afectar los análisis de pérdida de valor de los activos. Si bien estas incertidumbres son inherentes a este proceso de estimación, los cargos por desvalorización de activos en ejercicios anteriores no fueron significativos en relación con el valor total de los yacimientos de gas y petróleo en producción: U$S402 millones en 2010, U$S319 millones en 2009 y U$S519 millones en 2008. En base a nuestra experiencia, la Compañía estima que la futura variabilidad de las estimaciones tendrá un impacto leve en los activos y en los gastos.

Plan de Pensión y Otros Beneficios Posteriores al Retiro

La determinación de los gastos y obligaciones de la Compañía en relación con el plan de pensión y otros beneficios posteriores al retiro implica la realización de evaluaciones para la determinación de los supuestos actuariales. Estos supuestos incluyen el cálculo estimativo de mortalidad futura, el retiro de fondos, cambios en la tasa de compensación y de descuento para reflejar el valor tiempo del dinero así como también la tasa de retorno sobre los activos del plan. Estos supuestos se revisan por lo menos una vez al año y pueden diferir significativamente de los resultados reales debido a cambios producidos en las condiciones económicas y de mercado, cambios normativos, resoluciones judiciales, tasas de retiro de fondos más altas o más bajas o períodos de vida más cortos o más largos de los participantes.

La Compañía contabiliza los Beneficios posteriores al Retiro y Otros Beneficios para Empleados de acuerdo con el procedimiento establecido por el Tópico de Codificación 715. Estas normas exigen que la Compañía reconozca el estado de fondos excedentarios o deficitarios de cada uno de los planes de pensión definidos y otros planes de beneficios posteriores al retiro como un activo o pasivo y que se reflejen los cambios en el estado de fondos en “Otros Ingresos Totales Acumulados,” como un componente independiente del patrimonio neto.

De acuerdo con los requerimientos del Tópico de Codificación 715, la tasa de descuento debe tomar como base el valor actual para pagar las obligaciones relacionadas con el plan de pensión. Al aplicar los lineamientos del

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Tópico de Codificación 715 en Brasil, que periódicamente ha estado sujeto a inflación, se generan determinadas cuestiones como por ejemplo: la capacidad de una empresa para pagar sus obligaciones de pensión en un momento futuro puede no existir debido a que es posible que no existan localmente instrumentos financieros a largo plazo apropiados.

Si bien el mercado brasileño ha demostrado signos de estabilidad, tal como lo reflejan las tasas de interés del mercado, estas tasas pueden no ser estables.

Petrobras adopta una tabla de mortalidad relacionada con los supuestos actuariales de nuestros planes de pensión y de salud en Brasil. Esta tabla de mortalidad refleja los cambios relacionados con el perfil de los empleados, retirados y jubilados, sobre la base de tablas de longevidad, edad de invalidez y mortalidad entre los inválidos.

El aumento progresivo de la longevidad ejerce un impacto directo sobre el volumen calculado y provisionado de compromisos y obligaciones dentro del plan y en el pasivo de la Compañía en el rubro “Obligaciones por beneficios posteriores al retiro de los empleados – Plan de Pensión” y en el patrimonio neto en el rubro “Ajustes de reservas por beneficios posteriores al retiro, neto de impuestos – Costo del Plan de Pensión”.

Los “Ajustes de reservas por beneficios posteriores al retiro, neto de impuestos – Costo del Plan de Pensión” son valores calculados como la diferencia entre la actualización prevista del valor neto de las obligaciones de acuerdo con los supuestos actuariales y las variaciones reales en el tiempo. Estos montos deben ser amortizados e imputarse a resultados de los ejercicios subsiguientes a lo largo de la expectativa de vida promedio de los miembros del plan de pensión. Véase la Nota 15 a nuestros estados contables consolidados auditados al 31 de diciembre de 2010.

Litigios, Determinaciones Impositivas y Otras Contingencias

Se han iniciado demandas por montos substanciales contra la Compañía durante el curso normal de los

negocios. A veces la Compañía es considerada responsable por derrames y pérdidas de productos químicos y derivados del petróleo que ocurren desde sus activos operativos. De conformidad con los lineamientos establecidos en los principios contables generalmente aceptados de los EE.UU. (U.S. GAAP), la Compañía constituye una previsión para cubrir estos costos cuando es probable que se haya incurrido en una responsabilidad y se la puede calcular con razonable precisión. Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía había constituido una previsión por U$S760 millones en concepto de contingencias por litigios. Se requiere que la Dirección realice una evaluación exhaustiva en relación con el cumplimiento de estos lineamientos que incluye un análisis conjunto de la Dirección y nuestros asesores legales teniendo en cuenta todos los hechos y circunstancias relevantes. Consideramos que los pagos necesarios para cancelar los montos relacionados con estas demandas, en caso de resultar parte perdidosa, no variarán significativamente de los costos estimados por la Compañía y, por lo tanto, no tendrán un efecto negativo substancial sobre las operaciones o flujos de fondos de la Compañía. En ejercicios anteriores, la diferencia entre el pago real efectuado y el monto de la previsión, en relación con el cálculo de la contingencia, fue mínima y no produjo un impacto substancial sobre el estado de resultados correspondiente al período de pago. En los últimos cinco años, los pagos anuales en efectivo por contingencias relacionadas con demandas contra Petrobras, la compañía controlante, alcanzaron un promedio de U$S386 millones por año.

Obligación de Baja de Activos y Saneamiento Ambiental

De conformidad con diversos contratos, permisos y normas, Petrobras tiene la obligación legal de retirar los equipos y restituir la tierra o el lecho marino al término de las operaciones en los emplazamientos de producción. Nuestra principal obligación de retiro de activos está relacionada con la remoción y disposición de las instalaciones de producción de petróleo y gas en mar abierto en todo el mundo. Constituimos una previsión por los costos descontados estimados de desmantelamiento y remoción de estas instalaciones al momento de la instalación de los activos. También calculamos los costos de las actividades futuras de limpieza y saneamiento del medio ambiente tomando como base la información disponible sobre los costos y planes aplicables de saneamiento. El monto total de los costos estimados sobre una base de descuento en relación con la previsión por

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baja de activos y saneamiento ambiental fue de U$S3.194 millones al 31 de diciembre de 2010. La estimación de los costos de baja y retiro de activos y de saneamiento ambiental requiere complejas operaciones de cálculo que implican necesariamente una evaluación exhaustiva debido a que nuestras obligaciones duran varios años, los contratos y la normativa aportan descripciones vagas acerca de las prácticas y criterios aplicables al retiro de activos y saneamiento ambiental cuando ello efectivamente tiene lugar y además, la tecnología y los costos de remoción de activos cambian constantemente, así como las consideraciones políticas, medio-ambientales y de seguridad y relaciones públicas. En consecuencia, existe gran incertidumbre acerca de la frecuencia y los montos de los futuros flujos de fondos. Sin embargo, dado el significativo período de tiempo hasta la fecha límite de baja, cualquier cambio en las especificaciones tecnológicas, los requisitos legales u otros factores no tendrá un efecto adverso significativo en un período específico.

En 2010, la Compañía analizó y revisó los costos estimados asociados al abandono de pozos y el desmantelamiento de áreas de producción de gas y petróleo, teniendo en cuenta nueva información sobre la fecha prevista de abandono y cálculos revisados del costo de abandono. Las variaciones de la obligación estimada por baja de activos estuvieron relacionadas principalmente con la declaración de nuevos yacimientos como económicamente viables y con cambios en los cálculos revisados del costo de abandono suministrados por joint ventures no operadas. Véase la Nota 9(b) a nuestros estados contables consolidados auditados al 31 de diciembre de 2010 en relación con un resumen de las variaciones anuales de la previsión por abandono.

Operaciones con Derivados

El Tópico de Codificación 815 exige que una entidad reconozca los derivados como activo o pasivo en el balance general y los contabilice según el valor justo. La contabilización de las operaciones con instrumentos derivados requiere que la Compañía realice una evaluación para llegar a los supuestos necesarios para calcular los valores justos que se utilizan como base para el reconocimiento de los instrumentos derivados en los estados contables. Esta valuación puede depender del uso de cálculos tales como el cálculo de los precios futuros, de las tasas de interés a largo plazo y de los índices de inflación, y su complejidad aumenta cuando los instrumentos valuados no tienen contrapartidas con características similares que se negocien en un mercado activo.

En el curso de la actividad comercial de la Compañía se han celebrado contratos que cumplen con la definición de derivados establecida en el Tópico de Codificación 815, algunos de los cuales no resultaron aptos para la contabilidad de cobertura. En relación con la mayoría de estos contratos no se ha considerado que las estimaciones del valor justo de dichos instrumentos derivados probablemente habrían tenido un impacto substancial en la posición financiera de la Compañía si se hubieran utilizado diferentes estimaciones, dado que la mayoría de los instrumentos derivados de la Compañía son instrumentos tradicionales extrabursátiles con vencimientos a corto plazo.

Impacto de las Nuevas Normas Contables

Los principios contables generalmente aceptados de Brasil (GAAP de Brasil) se encuentran en proceso de adoptar los principios de las Normas Internacionales sobre Información Financiera (IFRS)

La Ley Nº 11.638/07, sancionada en 2007, introdujo cambios en la Ley de Sociedades de Brasil a fin de compatibilizar los principios contables generalmente aceptados de Brasil con las Normas Internacionales sobre Información Financiera (IFRS) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB). La adopción de las IFRS en Brasil es obligatoria a partir del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, y tiene un efecto neutro desde el punto de vista impositivo de acuerdo con la legislación actual sobre impuesto a las ganancias. Hemos decidido confeccionar nuestros estados contables en Brasil por primera vez de acuerdo con las IFRS en el primer trimestre de 2010. Los estados contables de la Compañía confeccionados de acuerdo con los GAAP de los EE.UU. no se vieron afectados por la adopción de las IFRS con excepción de los dividendos a pagar y la participación en las ganancias pagadera a nuestros empleados, que se basan en el resultado neto calculado conforme a las IFRS. Estamos evaluando la posibilidad de discontinuar la presentación de información financiera de acuerdo con los GAAP de los EE.UU. y de adoptar las IFRS emitidas por el IASB como base para los estados contables consolidados auditados incluidos en el informe anual contenido en el Formulario 20-F correspondiente al ejercicio que finaliza el 31 de diciembre de 2011.

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En 2008, se sancionó la Medida Provisoria Nº 449/08 en virtud de la cual se crea un régimen impositivo de transición que permite que los cambios a los GAAP de Brasil introducidos por la Ley Nº 11.638/07 tengan un efecto neutro desde el punto de vista impositivo hasta que entre en vigencia legislación adicional que regule el efecto impositivo de los nuevos principios contables. La adopción del régimen impositivo de transición es opcional para el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2009 y obligatoria a partir del ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2010. Los efectos impositivos provisionales generados por la adopción de este régimen impositivo de transición se contabilizan en nuestros estados contables como impuesto a las ganancias diferido.

ASU 2009-16

El Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (FASB) emitió la Actualización de Normas Contables (ASU) 2009-16 en diciembre de 2009. Esta norma elimina el concepto de Entidad Calificada con Fines Específicos (ECFE) y la excepción de consolidación de las ECFE y aclara los requisitos para la contabilidad de transferencias de activos financieros elegibles para la venta. La ASU 2009-16 fue adoptada el 1° de enero de 2010 y no tuvo impacto sobre los resultados de las operaciones, la situación financiera o la liquidez de la Compañía.

ASU 2009-17

El FASB emitió la ASU 2009-17 en diciembre de 2009. Esta norma entró en vigencia para la Compañía el 1º de enero de 2010. La ASU 2009-17 requiere que la empresa evalúe cualitativamente si es la principal beneficiaria de una entidad de interés variable (“EIV”), en cuyo caso la EIV debe ser consolidada. Además, esta Declaración requiere que se evalúe continuamente si una empresa es la principal beneficiaria de una EIV. La ASU 2009-17 fue adoptada el 1º de enero de 2010 y no tuvo impacto sobre los resultados de las operaciones, la situación financiera o la liquidez de la Compañía.

ASU 2010-20

El FASB emitió la ASU 2010-20 en julio de 2010. La ASU 2010-20 mejora la información que se exige en relación con la financiación de créditos y previsiones por pérdidas de créditos en virtud de la Codificación 310 de las Normas Contables del FASB, Créditos. Se ha modificado la mayoría de la información existente a fin de exigir la presentación de información en forma más desagregada. La ASU 2010-20 fue adoptada en diciembre de 2010. Sólo la información adicional tendrá impacto sobre los estados contables consolidados de la Compañía.

ASU 2010-25

El FASB emitió la ASU 2010-25 en septiembre de 2010. La ASU 2010-25 requiere que los préstamos a los participantes se clasifiquen como documentos a cobrar a los participantes y se valúen conforme al saldo de capital impago, más intereses vencidos e impagos. La ASU 2010-25 fue adoptada en diciembre de 2010 y no tuvo impacto sobre los resultados de las operaciones, la situación financiera o la liquidez de la Compañía, con excepción de la información adicional.

Investigación y Desarrollo

Petrobras está ampliamente comprometida con las actividades de investigación y desarrollo como medio para alcanzar nuevas metas de producción y lograr una mejora continua en las operaciones. Petrobras cuenta con antecedentes de logros en el desarrollo e implementación de tecnologías innovadoras, incluyendo métodos de perforación, terminación y producción en pozos en aguas cada vez más profundas. Petrobras es una de las compañías petroleras que más invierte en investigación y desarrollo a nivel mundial y destina un gran porcentaje de sus ingresos a las actividades de investigación y desarrollo. En 2010, invertimos U$S993 millones en investigación y desarrollo, equivalente al 0,8% de los ingresos operativos netos. En 2009, invertimos U$S681 millones en investigación y desarrollo, equivalente al 0,7% de los ingresos operativos netos. En 2008, invertimos U$S941 millones en investigación y desarrollo, equivalente al 0,8% de los ingresos operativos netos. Conforme a los contratos de concesión de petróleo y gas brasileños Petrobras debe invertir como mínimo un 1% de los ingresos brutos generados a partir de los yacimientos de petróleo de alta productividad en investigación y

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desarrollo, del cual se invierte hasta la mitad en nuestros centros de investigación en Brasil y el resto se destina a investigación y desarrollo en universidades y entidades brasileñas inscriptas en la ANP a tal fin.

Nuestras actividades de investigación y desarrollo se concentran en tres objetivos principales:

• expansión de las actividades actuales a través de lo siguiente: (a) descubrimiento de nuevas fronteras exploratorias; (b) mejora de la recuperación final de petróleo y gas; (c) interpretación y desarrollo de reservorios complejos, incluyendo las capas de roca de la sección anterior al estrato de sal; (d) desarrollo de sistemas submarinos de producción nuevos o mejorados y equipos para aguas profundas y ultra profundas; (e) optimización de nuestras soluciones de perforación, producción y logística para las secciones anteriores al estrato de sal; (f) desarrollo de nuevas alternativas para el transporte de gas natural en mar abierto; (g) optimización y mejora de la confiabilidad de nuestras plantas industriales; y (h) desarrollo e implementación de tecnologías en nuestras refinerías para mejorar la flexibilidad en la producción de destilados medios, kerosene o gasolina, de acuerdo con las variaciones de la demanda de mercado;

• provisión de un mix de productos compatible con las demandas de energía del futuro a través de lo siguiente: (a) desarrollo de nuevas formulaciones de combustibles, lubricantes y productos especiales; (b) desarrollo de nuevas tecnologías para las actividades petroquímicas y gasquímicas de la Compañía; (c) adaptación de nuestros procesos de refinación para utilizar aceites vegetales como materia prima; (d) desarrollo de procesos de producción de biocombustibles de segunda generación, que utilizan biomasa residual como materia prima; e (e) investigación y desarrollo de tecnologías de energía renovable; y

• garantizar que nuestras actividades sean ambientalmente sustentables. Nuestro objetivo en todo el negocio es el siguiente: (a) reducir el consumo de agua de la Compañía y el volumen y la toxicidad de las descargas de agua residual; (b) reducir las emisiones de contaminantes del aire, CO2 y otros gases de efecto invernadero; y (c) incrementar la eficiencia energética de nuestros procesos y productos.

En el período de tres ejercicios finalizado el 31 de diciembre de 2010, se registraron 42 patentes en Brasil y 120 en el exterior en relación con nuestras operaciones de investigación y desarrollo. Nuestra cartera de patentes abarca todas las áreas de actividades de la Compañía.

Desde 1966, contamos con un centro dedicado a investigación y desarrollo en Rio de Janeiro, Brasil. Como consecuencia de la ampliación concluida en 2010 se duplicó su capacidad de laboratorio y dicho centro se posicionó como el mayor complejo de investigación del Hemisferio Sur, con laboratorios especialmente dedicados a tecnologías relacionadas con secciones anteriores al estrato de sal.

También hemos realizado actividades de investigación y desarrollo a través de proyectos conjuntos con 100 universidades y otros centros de investigación en Brasil y en el exterior y hemos participado en intercambios tecnológicos y proyectos de colaboración con otras empresas que realizan actividades relacionadas con el gas y el petróleo. En 2010, celebramos acuerdos con diversos proveedores clave para colaborar en el establecimiento de centros tecnológicos en Brasil con el fin de desarrollar soluciones tecnológicas aplicables a nuestros segmentos de negocio.

PifCo no realiza actividades de investigación y desarrollo.

Tendencias del Mercado

Proyectamos expandir todos los segmentos de operaciones en nuestros mercados objetivo de acuerdo con el Plan de Negocios 2010-2014. Para lograr este objetivo, Petrobras proyecta inversiones por U$S224.000 millones en el período 2010-2014. De este total, el 53% se destinará al segmento de exploración y producción, en el cual es necesario realizar continuamente inversiones en exploración y desarrollo con el fin de explotar recursos recién descubiertos y compensar la declinación natural de la producción de yacimientos existentes a medida que maduran. En base al conjunto de proyectos de desarrollo de nuestra Compañía, hemos establecido el objetivo de

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incrementar la producción en un 9,4% anual en el período 2010-2014 y al mismo tiempo reemplazar nuestras reservas mediante crecimiento orgánico. El Comité Ejecutivo de Petrobras está llevando a cabo una revisión del Plan de Negocios correspondiente al período 2011-2015.

El precio que obtenemos por el petróleo que producimos está determinado por los precios internacionales del petróleo, aunque en general vendemos nuestro petróleo a un precio levemente más bajo que los precios de referencia de los crudos Brent y West Texas Intermediate (WTI) porque es más pesado y por lo tanto los gastos de refinación son mayores. En 2010 los precios internacionales del petróleo se mantuvieron en su mayor parte estables entre U$S75 por barril y U$S85 por barril, básicamente como consecuencia de noticias que afectan las expectativas globales relacionadas con el ritmo de recuperación económica y el equilibrio oferta-demanda en el corto plazo. Hacia fines de 2010, los precios del petróleo se incrementaron gradualmente y superaron el rango de variación de entre U$S75 por barril y U$S85 por barril. Este movimiento se atribuyó a un invierno severo y noticias positivas en relación con el ritmo de recuperación económica en los Estados Unidos y China. Las perspectivas económicas continuarán siendo el factor determinante de las fluctuaciones del precio del petróleo en el corto plazo. Es posible que una rápida recuperación acompañada de una respuesta lenta de la oferta origine un alza en los precios en el mediano plazo. Por otro lado, si no se cumplen las expectativas, especialmente las relacionadas con los países que no son miembros de la OPEP, los precios del petróleo podrían caer por debajo del actual rango de variación. Asimismo, es posible que los recientes problemas geopolíticos continúen y afecten la oferta internacional de petróleo y originen un aumento de los precios del petróleo en el corto plazo.

Durante el período 2010-2014, proyectamos continuar concentrándonos en incrementar el volumen de refinación y nuestra capacidad de refinación de crudos pesados. Durante 2010, los márgenes brutos de las actividades de downstream oscilaron entre 4 y 11% reflejando la fluctuación de los precios internacionales. Los futuros márgenes de refinación dependerán de la utilización de la capacidad de las industrias de refinación internacionales y brasileñas y de los precios relativos y volúmenes de los crudos livianos y pesados que se producen y pueden procesarse.

De conformidad con el Plan de Negocios 2010-2014, proyectamos mantener la relación deuda neta/capital entre 25-35% hasta 2014, en base a un tipo de cambio promedio estimado de R$1,78 = U$S1. De acuerdo con las pautas suministradas por nuestro Consejo de Administración, el 19 de marzo de 2010 se estableció un límite del 35% para la relación deuda neta/capital correspondiente al período 2010-2014 y un límite de 2.5:1 para la relación deuda neta/EBITDA.

Item 6. Consejeros, Principales Ejecutivos y Empleados

Consejeros y Principales Ejecutivos

Consejeros de Petrobras

El Consejo de Administración está compuesto por un mínimo de cinco y un máximo de nueve miembros y es responsable, entre otros asuntos, de establecer nuestras políticas comerciales generales. Los miembros del Consejo de Administración son elegidos en la Asamblea General Anual de Accionistas.

De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, los accionistas que representan al menos el 10% de las acciones con derecho a voto tienen derecho a exigir que se adopte un proceso de votación acumulativa en el que cada tenedor de acciones ordinarias tenga derecho a tantos votos como miembros tiene el Consejo de Administración, y en el que cada tenedor de acciones ordinarias tenga derecho a votar en forma acumulativa por solo un candidato o a distribuir sus votos entre varios candidatos.

Además, los Estatutos permiten (i) que los accionistas minoritarios titulares de acciones preferidas que en conjunto posean al menos el 10% del total del capital (excluidos los accionistas mayoritarios) elijan y remuevan a un miembro del Consejo de Administración; y (ii) que los accionistas minoritarios titulares de acciones ordinarias elijan a un miembro del Consejo de Administración en caso de que dichos accionistas minoritarios no elijan un número mayor de consejeros mediante el procedimiento de votación acumulativa. Los Estatutos establecen que, independientemente de los derechos garantizados a los accionistas minoritarios, el gobierno federal de Brasil tiene siempre el derecho de elegir a la mayoría de nuestros consejeros, cualquiera sea su número. Además, de

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conformidad con la Ley Nº 10.683 de fecha 28 de mayo del 2003, uno de los miembros del Consejo de Administración elegido por el gobierno federal de Brasil debe ser propuesto por el Ministro de Planificación, Presupuesto y Gestión. El mandato de los consejeros es de un máximo de un año, pero pueden ser reelegidos. De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, los accionistas pueden remover, con o sin causa justificada, a cualquier consejero, en cualquier momento, en una Asamblea Extraordinaria de Accionistas. Luego de una elección de los miembros del Consejo de Administración mediante el procedimiento de votación acumulativa, la remoción de cualquiera de los miembros en una asamblea extraordinaria de accionistas implicará la remoción de todos los demás miembros, después de lo cual se debe efectuar una nueva elección.

En la actualidad, la Sociedad tiene nueve consejeros. En el siguiente cuadro se presenta información en relación con los mismos:

Nombre Fecha de

Nacimiento Cargo Mandato actual vence Dirección Comercial

Guido Mantega (1) ..................................... 7-4-1949 Presidente Abril de 2012 Esplanada dos Ministérios – Bloco P

5º andar Brasília – DF Cep 70.048-900

J.S. Gabrielli de Azevedo (1) .......................3-10-1949 Consejero Abril de 2012 Avenida República do Chile, no. 65 23º andar Rio de Janeiro – RJ Cep 20.031-912

Antonio Palocci Filho (1).............................4- 10-1960 Consejero Abril de 2012 Palácio do Planalto – Praça dos Três Poderes – 4º andar – Sala 426 Brasília – DF Cep 70150-900

Francisco Roberto de Albuquerque (1).......17-5-1937 Consejero Abril de 2012 Alameda Carolina, no. 594 Itú—SP Cep 13.306-410

Fabio Colletti Barbosa (2) ...........................3-10-1954 Consejero Abril de 2012 Av. Juscelino Kubitschek, no. 2.235 28º andar Vila Olímpia São Paulo – SP Cep 04543-011

Jorge Gerdau Johannpeter (3) ....................8-12-1936 Consejero Abril de 2012 Av. Farrapos, no. 1.811 Porto Alegre – RS Cep 90.220-005

Luciano Galvão Coutinho (1) .....................29-9-1946 Consejero Abril de 2012 Av. República do Chile, no. 100 22º andar Rio de Janeiro – RJ Cep 20.031-917

Sergio Franklin Quintella(1)........................21-2-1935 Consejero Abril de 2012 Praia de Botafogo, no. 190 12º andar Rio de Janeiro– RJ Cep 22.250-900

Márcio Pereira Zimmermann (1) ................ 1-7-1956 Consejero Abril de 2012 Esplanada dos Ministérios – Bloco U Sala 705 Brasília – DF Cep 70.065-900

(1) Designado por el accionista mayoritario. (2) Designado por los accionistas minoritarios titulares de acciones ordinarias. (3) Designado por los accionistas minoritarios titulares de acciones preferidas.

Guido Mantega: Se desempeña como Presidente del Consejo de Administración de Petrobras desde el 19 de marzo de 2010 luego de desempeñarse como miembro del Consejo de Administración desde el 3 de abril de 2006. También es miembro del Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora S.A.–BR. Es miembro del Comité de Remuneraciones y Nombramientos del Consejo de Administración de Petrobras desde el 15 de octubre de 2007. Ejerce el cargo de Ministro de Finanzas de Brasil desde el 28 de marzo de 2006 y se desempeñó como Presidente del Grupo de 20 Ministros de Finanzas y Presidentes de Bancos Centrales (G-20) en 2008. Es miembro del Consejo de Desarrollo Económico y Social (Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social – CDES), organismo asesor del gobierno federal de Brasil. También se desempeñó como Ministro de Planeamiento,

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Presupuesto y Gestión y Presidente del Banco de Desarrollo de Brasil (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social—BNDES). Obtuvo el título de Licenciado en Economía en la Facultad de Economía, Administración y Contabilidad de la Universidad de São Paulo (USP) en 1971 y realizó un Doctorado en Sociología del Desarrollo en la Facultad de Filosofía, Letras y Ciencias Humanas (FFLCH) de la USP y también cursó estudios de especialización en el Instituto de Estudios del Desarrollo (IDS) de la Universidad de Sussex, Inglaterra, en 1977.

J.S. Gabrielli de Azevedo: Se desempeña como miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 22 de julio de 2005 y también integra el Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora S.A.-BR. Se desempeña como Presidente de los Consejos de Administración de Petrobras Transporte S.A.—Transpetro, Petrobras Química S.A.—Petroquisa y Petrobras Gás S.A.—Gaspetro. Asimismo integra el Consejo de Administración de Petrobras Biocombustível S.A.—PBIO. Se desempeñó como Director Financiero y Director de Relación con Inversores de Petrobras desde febrero de 2003 hasta julio de 2005. Es profesor titular de la cátedra de Macroeconomía (actualmente de licencia) en la Universidad Federal de Bahia (UFBA). Cursó un Doctorado en Economía en la Universidad de Boston.

Antonio Palocci Filho: Se desempeña como miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 28 de abril de 2011. Se graduó como Médico con especialización en salud pública en la Universidad de São Paulo – USP. En 2010, fue uno de los coordinadores de la campaña presidencial de Dilma Rousseff y desde enero de 2011 se desempeña como Jefe de Gabinete de la Presidenta de Brasil. Anteriormente se desempeñó como Ministro de Finanzas de Brasil desde 2003 hasta 2006, alcalde del municipio de Ribeirão Preto en el Estado de São Paulo y miembro de las legislaturas nacional y estadual. También es fundador del Partido de los Trabajadores de Brasil (Partido dos Trabalhadores) y participó activamente en la elección presidencial de Luiz Inácio Lula da Silva en 2002.

Francisco Roberto de Albuquerque: Se desempeña como miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 2 de abril de 2007 y también del Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora S.A.– BR. Es miembro del Comité de Auditoría y del Comité de Remuneraciones y Nombramientos del Consejo de Administración de Petrobras desde el 13 de abril de 2007 y el 15 de octubre de 2007, respectivamente. Obtuvo el título de Licenciado en Ciencias Militares en la Academia Militar das Agulhas Negras (AMAN) en Resende, Estado de Rio de Janeiro (1958) y en Economía en la Facultad de Ciencias Económicas de la Fundación Álvares Penteado (1968). Obtuvo también una Maestría en Ciencias Militares en la Escuela de Perfeccionamiento de Oficiales (Escola de Aperfeiçoamento de Oficiais- EsAO) en 1969 y un Doctorado en Ciencias Militares en la Escuela Superior Militar (Escola de Comando e Estado-Maior do Exército – ECEME) en Rio de Janeiro en 1977.

Fabio Colletti Barbosa: Se desempeña como miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 3 de enero de 2003, y también es Consejero de Petrobras Distribuidora S.A.—BR. También se desempeña como Presidente del Comité de Auditoría desde el 17 de junio de 2005. Ocupa el cargo de Presidente del Consejo de Administración de Santander Brasil desde febrero de 2011. En marzo de 2011, asumió el cargo de Presidente del Consejo de Administración de la Federación Brasileña de Bancos –FEBRABAN, luego de haberse desempeñado como Presidente durante cuatro años. Obtuvo el título de Licenciado en Administración en la Fundação Getúlio Vargas – São Paulo y realizó una Maestría en Administración en el Instituto de Administración y Desarrollo (IMD), Lausana, Suiza.

Jorge Gerdau Johannpeter: Es miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 19 de octubre de 2001 y también es Consejero de Petrobras Distribuidora S.A.–BR. Es miembro del Comité de Remuneraciones y Nombramientos del Consejo de Administración de Petrobras desde el 15 de octubre de 2007. Se desempeña como Presidente del Consejo de Administración de Gerdau, miembro del Consejo de Administración del Instituto Brasileño de Siderurgia (Instituto Aço Brasil - IABr), miembro del Consejo de Desarrollo Económico y Social de Brasil (Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social—CDES) y miembro del Consejo de Administración de la World Steel Association. Participa activamente en tareas relacionadas con la optimización de la eficiencia y la calidad de la gestión en los sectores público y privado, es miembro de Consejo Deliberativo de Parceiros Voluntários (Voluntarios) y miembro de Acción Empresarial (Ação Empresarial). Obtuvo el título de Licenciado en Derecho y Ciencias Sociales en la Universidad Federal de Rio Grande do Sul (UFRGS), Porto Alegre, en 1961.

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Luciano Coutinho: es miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 4 de abril de 2008, y asimismo integra el Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora S.A.–BR. Ejerce el cargo de Presidente del Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES) desde el 27 de abril de 2007. Asimismo, es miembro del Consejo de Administración de Vale S.A., miembro del Comité de Directores de la Fundación Nacional de la Calidad de Brasil (Fundação Nacional da Qualidade—FNQ), y representante del BNDES ante el Fondo para el Desarrollo Científico y Tecnológico de Brasil (Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico—FNDCT). Obtuvo un Doctorado en Economía en la Universidad de Cornell, una Maestría en Economía en el Instituto de Investigación Económica (Fipe) de la Universidad de São Paulo (USP), y el título de Licenciado en Economía en la USP.

Sergio Franklin Quintella: es miembro del Consejo de Administración de Petrobras desde el 8 de abril de 2009 y también integra el Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora S.A.—BR. Se ha desempeñado como miembro del Comité de Auditoría del Consejo de Administración de Petrobras desde el 13 de noviembre de 2009. Es Vicepresidente de Fundação Getúlio Vargas—FGV. Se desempeñó como miembro del Consejo de Administración del Banco de Desarrollo de Brasil (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social—BNDES) desde 1975 hasta 1980, miembro del CMN (Consejo Monetario Nacional) desde 1985 hasta 1990 y presidente del Tribunal de Cuentas del Estado de Rio de Janeiro desde 1993 hasta 2005. Quintella obtuvo el título de Ingeniero Civil en la Pontificia Universidad Católica de Rio de Janeiro (PUC-Rio), de Ingeniero Economista en la Facultad Nacional de Ingeniería y de Economista en la Facultad de Economía de Rio de Janeiro. También obtuvo una Maestría en Negocios en el Instituto IPSOA (Turín, Italia) y cursó el Programa Avanzado de Dirección en el Harvard Business School. Actualmente se desempeña como miembro del Consejo de PUC-Rio.

Márcio Pereira Zimmermann: se desempeña como miembro de nuestro Consejo de Administración desde el 22 de marzo de 2010 y también como miembro del Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora S.A. – BR. Es Presidente del Comité de Remuneraciones y Nombramientos de nuestro Consejo de Administración desde el 29 de abril de 2010. Actualmente ocupa el cargo de Secretario Ejecutivo del Ministerio de Minas y Energía, en el que anteriormente se desempeñó como Ministro, Secretario Ejecutivo y Secretario de Planificación y Desarrollo Energético. Asimismo se desempeña como Presidente del Consejo de Administración de Centrais Elétricas Brasileiras—Eletrobrás, donde anteriormente se desempeñó como Director de Ingeniería, y como Presidente del Consejo de Administración de Furnas Centrais Elétricas S.A. Es miembro del CNPE (Consejo Nacional de Política Energética) desde febrero de 2009. Asimismo ocupó el cargo de Director de Producción y Comercialización de Energía y Director Técnico de Eletrosul Centrais Elétricas S.A., y Director de Investigación y Desarrollo del Centro de Investigación de Energía Eléctrica (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica—CEPEL). Obtuvo el título de Ingeniero Eléctrico en la Pontificia Universidad Católica de Rio Grande do Sul – PUC-RS, un título de postgrado en Ingeniería de Sistemas Eléctricos de la Universidad Federal de Itajubá – UNIFEI y un Master en Ingeniería Eléctrica otorgado por la Pontificia Universidad Católica de Rio de Janeiro.

Consejeros de PifCo

La administración de PifCo está a cargo de un Consejo de Administración, compuesto por tres miembros, y de sus principales ejecutivos. El Consejo de Administración es responsable de preparar los estados contables de PifCo al cierre del ejercicio, convocar las asambleas de accionistas y evaluar y controlar la gestión y estrategia financieras de la misma. Si bien no se encuentra establecido en el Acta Constitutiva ni en los Estatutos, PifCo ha adoptado la política de que el Presidente del Consejo de Administración y los principales ejecutivos sean empleados de Petrobras.

El mandato de los miembros del Consejo de Administración de PifCo es por tiempo indeterminado y pueden ser removidos con o sin causa. El siguiente cuadro presenta información sobre los miembros del Consejo de Administración de PifCo:

Nombre Fecha de Nacimiento Cargo Año de Designación

Daniel Lima de Oliveira............................................ 29 de diciembre de 1951 Presidente 2005 Marcos Antonio Silva Menezes ............................... 24 de marzo de 1952 Consejero 2003 José Raimundo Brandão Pereira.............................. 27 de octubre de 1956 Consejero 2008

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Daniel Lima de Oliveira: Se desempeña como Presidente del Consejo de Administración y Presidente de PifCo y Gerente Ejecutivo de Finanzas Corporativas de Petrobras desde el 1º de septiembre de 2005. Desde enero de 2003 hasta septiembre de 2005, fue Consejero de Petrobras International Braspetro BV (PIB BV) y de Braspetro Oil Services Company - Brasoil y desde septiembre desde 2005 hasta abril de 2006 se desempeñó como miembro del Consejo de Administración de REFAP S.A. Obtuvo el título de Ingeniero Mecánico en la Escuela de Ingeniería Industrial de São José dos Campos en 1975.

Marcos Antonio Silva Menezes: Se desempeña como Consejero de PifCo desde 2003 y Director del Departamento Contable de Petrobras desde 1998. Ocupó el cargo de Presidente de la Comisión Fiscalizadora y del Comité de Auditoría de Braskem S.A. en 2010. Ha integrado la Comisión Fiscalizadora del Instituto de Petróleo, Gas y Biocombustibles de Brasil (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis—IBP) y de la Organización Nacional de la Industria del Petróleo (Organização Nacional das Indústras de Petróleo—ONIP). También es miembro de la Asociación Nacional de Ejecutivos de Finanzas, Administración y Contabilidad (Associação Nacional de Executivos de Finanças, Administração e Contabilidade—ANEFAC) y de la Asociación Brasileña de Compañías Abiertas (Associação Brasileira de Companhias Abertas—ABRASCA) y de su Comisión de Normas Contables y de Auditoría (CANC). Obtuvo el título de Contador y Licenciado en Administración de Empresas en la Facultad Moraes Júnior en Rio de Janeiro, realizó el Posgrado en Administración Financiera en la Fundação Getúlio Vargas, y cursó un Programa Avanzado en Administración (PGA) en la Fundação Dom Cabral/INSEAD—Francia (Fundación Dom Cabral/Instituto Europeo de Administración de Empresas).

José Raimundo Brandão Pereira: Se desempeña como Consejero de PifCo y Gerente Ejecutivo de Marketing y Comercialización de PifCo desde junio de 2008. También se ha desempeñado como Consejero de Petrobras International Braspetro BV (PIB BV) desde septiembre de 2008 y como miembro del Consejo de Administración de PESA (Petrobras Argentina S.A.) desde marzo de 2009. Obtuvo el título de Ingeniero Civil en la Universidade Estadual de Maranhão en 1979.

Principales Ejecutivos de Petrobras

Nuestro Comité Ejecutivo, compuesto por un Presidente y seis principales ejecutivos, es responsable de la administración diaria de la empresa. De conformidad con nuestros Estatutos, el Consejo de Administración nombra a los miembros del Comité Ejecutivo, incluido el Presidente, que es elegido de entre los miembros del Consejo de Administración. Los principales ejecutivos son ciudadanos brasileños y residen en Brasil. De acuerdo con nuestros Estatutos, la elección de ejecutivos por parte del Consejo de Administración debe tener en cuenta las aptitudes personales, la idoneidad y la especialización en sus áreas específicas. El plazo máximo del mandato de los ejecutivos es de tres años, y pueden ser reelectos. El Consejo de Administración puede remover, con o sin causa justificada, a cualquier ejecutivo, en cualquier momento. Seis de los ejecutivos en funciones son gerentes, ingenieros o técnicos experimentados de Petrobras.

El siguiente cuadro presenta información sobre nuestros principales ejecutivos:

Nombre Fecha de Nacimiento Cargo Mandato

Actual

J.S. Gabrielli de Azevedo...............................3 de octubre de 1949 Presidente Abril de 2014 Almir Guilherme Barbassa............................19 de mayo de 1947 Director Financiero y Director de Relación con Inversores Abril de 2014 Renato de Souza Duque ...............................29 de septiembre de 1955 Director de Servicios Abril de 2014 Guilherme de Oliveira Estrella......................18 de abril de 1942 Director de Exploración y Producción Abril de 2014 Paulo Roberto Costa................................1º de enero de 1954 Director de Refinación, Transporte y Comercialización Abril de 2014 Maria das Graças Silva Foster.......................26 de agosto de 1953 Director de Gas y Energía Abril de 2014 Jorge Luiz Zelada ................................ 20 de enero de 1957 Director de Negocios Internacionales Abril de 2014

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J. S. Gabrielli de Azevedo: Se desempeña como Presidente de Petrobras y miembro de nuestro Consejo de Administración desde el 22 de julio de 2005. Para consultar información biográfica sobre Gabrielli de Azevedo, véase “Consejeros de Petrobras.”

Almir Guilherme Barbassa: Se desempeña como Director Financiero y Director de Relación con Inversores desde el 22 de julio de 2005. Ingresó en Petrobras en 1974 y ha ejercido diversas funciones financieras y de planificación tanto en Brasil como en el exterior. Se ha desempeñado como Gerente Financiero Corporativo de Petrobras, y también en varias oportunidades ocupó el cargo de Gerente Financiero y Presidente del Consejo de Administración de subsidiarias de Petrobras que realizan actividades financieras internacionales. También integra el Consejo de Administración de Braskem S.A. Asimismo, fue profesor de Economía en la Universidad Católica de Petrópolis y Facultades Integradas Bennett desde 1973 hasta 1979. Obtuvo una Maestría en Economía en la Fundação Getúlio Vargas.

Renato de Souza Duque: Se desempeña como Director de Servicios desde el 31 de enero de 2003. Actualmente es miembro del Consejo de Administración de Petrobras Gás S.A.—Gaspetro y Presidente de Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. Obtuvo el título de Ingeniero en Electricidad en la Universidad Federal Fluminense y una Maestría en Administración en la Universidad Federal de Rio de Janeiro.

Guilherme de Oliveira Estrella: Ejerce el cargo de Director de Exploración y Producción desde 2003. Se desempeña como Presidente del Consejo de Administración del Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) desde 2003. En 1964 obtuvo el título de Geólogo en la Facultad de Geología de la Universidad Federal de Rio de Janeiro.

Paulo Roberto Costa: Ejerce el cargo de Director de Refinación, Transporte y Comercialización desde el 14 de mayo de 2004. Obtuvo el título de Ingeniero Mecánico en la Universidad Federal de Paraná en 1976. Ingresó a Petrobras en 1977 y estuvo a cargo de actividades de Exploración y Producción durante un largo período. Es actualmente miembro del Consejo de Administración de Braskem S.A.

Maria das Graças Silva Foster: Se desempeña como Directora de Gas y Energía de Petrobras desde el 21 de septiembre de 2007. También ocupa el cargo de Presidente de Petrobras Gás S.A.—Gaspetro, Presidente del Consejo de Administración de Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A.—TBG y Transportadora Associada de Gás S.A.—TAG e integra los Consejos de Administración de Petrobras Transporte S.A.—Transpetro, Petrobras Biocombustível S.A.—PBIO, Braskem S.A. y el Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis). Obtuvo el título de Ingeniera Química en la Universidad Federal Fluminense y una Maestría en Ingeniería Nuclear en la Universidad Federal de Rio de Janeiro y realizó una Maestría en Economía en la Fundação Getúlio Vargas.

Jorge Luiz Zelada: Se desempeña como Director de Negocios Internacionales desde el 3 de marzo de 2008. Obtuvo el título de Ingeniero en Electricidad en la Universidad Federal de Rio de Janeiro en 1979 y una Maestría en Administración en el IBMEC/Rio de Janeiro (Instituto Brasileño de Mercado de Capitales/Rio de Janeiro) en 2000.

Principales Ejecutivos de PifCo

Los ejecutivos actualmente en funciones son funcionarios de Petrobras con amplia experiencia, algunos de los cuales fueron miembros del Consejo de Administración de subsidiarias de Petrobras y trabajaron en oficinas de representación en el exterior. Los ejecutivos forman un comité y son responsables de la administración diaria de PifCo. El mandato de los ejecutivos de PifCo es por tiempo indeterminado y pueden ser removidos con o sin causa.

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El siguiente cuadro presenta información sobre los ejecutivos de PifCo:

Nombre Fecha de Nacimiento Cargo Año de Designación

Daniel Lima de Oliveira.......................................................29 de diciembre de 1951 Presidente 2009 Guilherme Pontes Galvão França ................................ 18 de enero de 1959 Director Comercial 2005 Sérvio Túlio da Rosa Tinoco................................................ 21 de junio de 1955 Director Financiero 2005 Mariângela Monteiro Tizatto(1) ................................ 9 de agosto de 1960 Directora Contable 1998 Nilton Antonio de Almeida Maia ................................ 21 de junio de 1957 Director de Legales 2000 Gerson Luiz Gonçalves........................................................29 de septiembre de 1953 Director de Auditoría 2000 Juarez Vaz Wassersten .......................................................26 de agosto de 1954 Director de Negocios 2009

(1) Mariângela Monteiro Tizatto renunció a su cargo de Directora Contable de PifCo el 16 de mayo de 2011. PifCo actualmente está buscando un reemplazo.

Daniel Lima de Oliveira: Ejerce el cargo de Presidente del Consejo de Administración y Presidente de PifCo y Gerente Ejecutivo de Finanzas Corporativas de Petrobras desde el 1º de septiembre de 2005. Para consultar información biográfica sobre Lima de Oliveira, véase “Consejeros de PifCo.”

Guilherme Pontes Galvão França: Se desempeña como Director Comercial de PifCo desde el 1º de octubre de 2005. Obtuvo el título de Ingeniero Químico en la Universidad Federal de Rio de Janeiro en 1981.

Sérvio Túlio da Rosa Tinoco: Se desempeña como Director Financiero de PifCo desde el 1º de septiembre de 2005. Obtuvo el título de Licenciado en Economía en la Universidad Oswaldo Cruz, São Paulo (1978), y realizó una Maestría en Administración en la Fundação Getúlio Vargas, São Paulo (1983), parcialmente completada con un año de estudios en el Institut Supérieur des Affaires—ISA/HEC, Francia.

Nilton Antonio de Almeida Maia: Ejerce el cargo de Director de Legales de PifCo desde el 19 de abril de 2000. Actualmente se desempeña como Asesor General de Petrobras. Realizó un Posgrado en Derecho, con especialización en Derecho de la Energía y Derecho Tributario en la Universidad Cândido Mendes y la Universidad Estácio de Sá.

Gerson Luiz Gonçalves: Se desempeña como Director de Auditoría de PifCo desde el 19 de abril de 2000 y Gerente Ejecutivo de Auditoría Interna de Petrobras desde el 1º de diciembre de 1994. Es miembro del Instituto Brasileño de Auditores Internos (AUDIBRA) y del Instituto de Auditores Internos (Institute of Internal Auditors (IIA)). Obtuvo el título de Contador en la Universidad de São Paulo en 1975.

Juarez Vaz Wassersten: Se desempeña como Director de Negocios de PifCo desde enero de 2009. Obtuvo el título de Ingeniero en Producción en la Universidad Federal de Rio de Janeiro y una Maestría en Economía en la Univesidad Candido Mendes.

Remuneración

Petrobras

En 2010, el monto total pagado a todos los miembros del Consejo de Administración y a los principales ejecutivos en concepto de remuneraciones fue de aproximadamente U$S5 millones.

Además, los miembros del Consejo de Administración y los ejecutivos reciben determinados beneficios adicionales que ofrecemos en forma general a nuestros empleados y sus familias, tales como planes de salud, pago de gastos de educación y beneficios complementarios de seguridad social.

No celebramos con nuestros consejeros contratos de servicios que establezcan prestaciones posteriores al término de sus funciones. La compañía cuenta con un Comité de Remuneraciones y Nombramientos que reviste el carácter de Comité Asesor. Véase “Otros Comités Asesores”.

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PifCo

Los consejeros y ejecutivos de PifCo reciben remuneración de Petrobras por las funciones que desempeñan en calidad de empleados de Petrobras, pero no reciben remuneración adicional alguna, ni pensión ni otros beneficios por parte de PifCo ni de Petrobras por las funciones que desempeñan en calidad de consejeros o ejecutivos de PifCo, según corresponda.

Titularidad de las Acciones

Petrobras

Al 29 de abril de 2011, los miembros del Consejo de Administración, ejecutivos, miembros de la Comisión Fiscalizadora y sus familiares directos, considerados en conjunto, eran titulares de un total de 26.544 acciones ordinarias y 130.072 acciones preferidas de Petrobras. Por consiguiente, tanto en forma individual como en conjunto, los miembros del Consejo de Administración, ejecutivos, miembros de la Comisión Fiscalizadora y sus familiares directos, eran titulares de menos del uno por ciento de acciones de Petrobras de cualquier clase. Las acciones pertenecientes a los miembros del Consejo de Administración, ejecutivos, miembros de la Comisión Fiscalizadora y sus familiares directos tienen el mismo derecho a voto que las acciones del mismo tipo y clase pertenecientes a los demás accionistas. Ninguno de los consejeros, ejecutivos, miembros de la Comisión Fiscalizadora ni sus familiares directos tiene derecho a opción de compra de acciones ordinarias o preferidas. Petrobras no dispone de un plan de opción de compra de acciones para sus consejeros, ejecutivos o empleados.

PifCo

Al 31 de diciembre de 2010, el capital accionario de PifCo estaba compuesto por 300.050.000 acciones emitidas y en circulación de un valor nominal de U$S1 cada una. Todas las acciones ordinarias de PifCo emitidas y en circulación pertenecen a Petrobras.

Comisión Fiscalizadora

Petrobras ha establecido una Comisión Fiscalizadora permanente compuesta por un máximo de cinco miembros, con arreglo a las disposiciones aplicables de la Ley de Sociedades de Brasil. Tal como lo determina dicha Ley, la Comisión Fiscalizadora es independiente de la Dirección y de los auditores externos. Las atribuciones de la Comisión Fiscalizadora incluyen las siguientes responsabilidades: (i) control de las actividades de la Dirección y (ii) evaluación de la memoria anual y los estados contables. Los miembros y sus respectivos suplentes son elegidos por los accionistas en la Asamblea General Anual. Los tenedores de acciones preferidas sin derecho a voto y los accionistas minoritarios titulares de acciones ordinarias tienen derecho a elegir como clase un miembro y el suplente correspondiente de la Comisión Fiscalizadora. El gobierno federal de Brasil tiene el derecho de designar a la mayoría de los miembros de la Comisión Fiscalizadora y sus suplentes. Uno de dichos miembros y el suplente correspondiente es designado por el Ministro de Finanzas en representación del Tesoro Nacional. Los miembros de la Comisión Fiscalizadora son elegidos en la Asamblea General Anual de Accionistas por el término de un año y pueden ser reelegidos.

El siguiente cuadro presenta los miembros de la Comisión Fiscalizadora actualmente en funciones:

Nombre

Año de la Primera Designación

Marcus Pereira Aucélio................................................................................................................................................... 2005 César Acosta Rech .......................................................................................................................................................... 2008 Marisete Fátima Dadald Pereira .................................................................................................................................... 2011 Nelson Rocha Augusto.................................................................................................................................................... 2003 Maria Lúcia de Oliveira Falcón........................................................................................................................................ 2003

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El siguiente cuadro presenta los miembros suplentes de la Comisión Fiscalizadora:

Nombre Año de la Primera

Designación

Paulo Fontoura Valle ....................................................................................................................................................... 2010 Ricardo de Paula Monteiro.............................................................................................................................................. 2008 Edson Freitas de Oliveira ................................................................................................................................................. 2002 Maria Auxiliadora Alves da Silva ...................................................................................................................................... 2003 Celso Barreto Neto .......................................................................................................................................................... 2002

Comité de Auditoría de Petrobras

Petrobras cuenta con un Comité de Auditoría que asesora a nuestro Consejo de Administración y está compuesto exclusivamente por miembros del mismo.

El 17 de junio de 2005 el Consejo de Administración de Petrobras aprobó el nombramiento del Comité de Auditoría para cumplir con los requisitos establecidos por la Ley Sarbanes-Oxley de 2002 y la Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores de 1934.

El Comité de Auditoría es responsable, entre otros temas, de:

• asesorar al Consejo de Administración con respecto a la designación, remuneración y contratación de los auditores externos;

• colaborar con el Consejo de Administración en el análisis de los estados contables y en la eficacia de los controles internos sobre presentación de información financiera previa consulta a los auditores internos y externos;

• colaborar en la resolución de conflictos entre la Dirección y los auditores externos en relación con los estados contables;

• realizar una revisión anual de las transacciones con partes relacionadas que involucran a miembros del Consejo de Administración y principales ejecutivos y sociedades que contratan a los mismos, así como también cualquier otra transacción relevante con partes relacionadas; y

• establecer los procedimientos para la recepción, retención y tratamiento de reclamos relacionados con temas contables, de control interno y auditoría, incluidos los procedimientos para la presentación, por parte de los empleados y en forma confidencial y anónima, de inquietudes relacionadas con temas contables o de auditoría que consideren cuestionables.

El 16 de diciembre de 2005 se reformó el reglamento interno del Comité de Auditoría con el fin de cumplir con los requisitos exigidos por la Ley Sarbanes-Oxley de 2002 y la Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores de 1934, incluyendo la incorporación de las facultades antes mencionadas.

Los miembros actuales del Comité de Auditoría son Fabio Colletti Barbosa, Francisco Roberto de Albuquerque y Sergio Franklin Quintella. Todos los miembros del Comité de Auditoría son miembros independientes según se define en el Artículo 240.10A-3, Título 17 del CFR.

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Otros Comités Asesores

Petrobras implementó dos comités asesores adicionales en 2007: el Comité de Remuneraciones y Nombramientos y el Comité de Medio Ambiente. En 2010, Petrobras realizó una evaluación y revisión del reglamento del Comité de Remuneraciones y Nombramientos.

Ombudsman de Petrobras

La Oficina del Ombudsman General de Petrobras forma parte oficial de nuestra estructura corporativa desde octubre de 2005, año en el que pasó a estar directamente relacionada con el Consejo de Administración. La Oficina del Ombudsman General es el canal oficial para recibir y responder las denuncias e información relativa a posibles irregularidades en cuestiones de contabilidad, control interno y auditoría. La Oficina del Ombudsman General depende directamente del Comité de Auditoría y garantiza el anonimato de los informantes.

En diciembre de 2007 el Consejo de Administración aprobó las Políticas y Directivas del Ombudsman de Petrobras, lo cual fue un paso importante en la alineación de las prácticas del Ombudsman General con las de otros ombudsmans del sistema, contribuyendo a lograr mejores prácticas de gobierno corporativo. En abril de 2010 el Consejo de Administración aprobó un mandato de dos años, renovable sólo una vez, para el Ombudsman con el fin de garantizar su independencia en el cumplimiento de sus obligaciones.

Comités Asesores de PifCo

El Consejo de Administración de PifCo no cuenta con comités asesores.

Empleados y Relaciones Laborales

Petrobras capta y retiene empleados valiosos ofreciendo remuneraciones competitivas y beneficios, promociones por mérito y un plan de participación en las ganancias. Conforme a la legislación brasileña, el plan de participación en las ganancias está sujeto a un límite del 25% de los dividendos propuestos para el ejercicio.

El número de empleados de Petrobras se incrementó en 2010 debido al crecimiento de nuestra actividad comercial.

El siguiente cuadro indica la cantidad de empleados de Petrobras durante los últimos tres ejercicios:

Al 31 de diciembre de

2010 2009 2008

Empleados de Petrobras: Sociedad Controlante ............................................................................................... 57.498 55.802 55.199 Subsidiarias............................................................................................................... 15.101 13.150 12.266 Internacional............................................................................................................. 7.893 7.967 6.775

Total Grupo Petrobras .............................................................................................. 80.492 76.919 74.240

Sociedad Controlante por Nivel: Nivel Secundario....................................................................................................... 36.235 35.741 35.490 Nivel Universitario .................................................................................................... 20.564 19.317 18.868 Empleados marítimos............................................................................................... 699 744 841

Total Sociedad Controlante ...................................................................................... 57.498 55.802 55.199

Sociedad Controlante por Región: Sudeste de Brasil ...................................................................................................... 39.783 38.509 38.188 Noreste de Brasil ...................................................................................................... 14.152 13.821 13.641 Otras regiones .......................................................................................................... 3.563 3.472 3.370

Total Sociedad Controlante ...................................................................................... 57.498 55.802 55.199

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El siguiente cuadro indica los principales gastos relacionados con nuestros empleados durante los últimos tres ejercicios:

2010 2009 2008

(en millones de U$S) Salarios ............................................................................................................ 6.814,0 5.115,2 4.957,8 Capacitación de empleados ............................................................................. 207,9 132,2 232,5 Distribuciones por participación en las ganancias ........................................... 960,7 748,7 732,2

No se han producido huelgas laborales de importancia desde 1995 y consideramos que las relaciones entre nuestros empleados y los sindicatos que representan a nuestros empleados son buenas. El cuarenta y cinco por ciento (45%) de nuestros empleados son miembros del Sindicato Nacional de Trabajadores del Petróleo, y el 44% de nuestros empleados marítimos pertenecen al Sindicato de Empleados Marítimos. Anualmente negociamos convenios colectivos de trabajo con ambos sindicatos. Estos convenios incluyen cláusulas sociales, que tienen vigencia durante dos años, y cláusulas económicas, que tienen vigencia durante un año. Los últimos convenios se firmaron en 2009 (incluyendo tanto cláusulas económicas como sociales) y en 2010 (incluyendo solo cláusulas económicas). En virtud de este convenio, los empleados recibieron un aumento del 4,49% de acuerdo con el incremento del costo de vida que refleja el aumento de la inflación en dicho período, según las mediciones efectuadas en base al Indice de Precios al Consumidor Amplio (Indice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo- IPCA), un aumento del 9,36% en la escala salarial mínima y un pago único del 100% del sueldo mensual.

Planes de Pensión y Salud

Patrocinamos un plan de pensión con aportes definidos, denominado Petros, que cubre aproximadamente al 96,2% de nuestros empleados. El objetivo principal de Petros ha sido complementar los beneficios de pensión de nuestros empleados. Los empleados que participan en el plan efectúan aportes mensuales obligatorios. Nuestra política tradicional de aporte de fondos ha sido realizar aportes anuales al plan, por montos determinados a través de cálculos actuariales. Los aportes se destinan a cubrir no sólo prestaciones asignadas hasta la fecha sino también las prestaciones a asignarse en el futuro.

El siguiente cuadro presenta los beneficios pagados, aportes realizados y obligaciones del Plan Petros correspondientes a 2010, 2009 y 2008:

2010 2009 2008

(en millones de U$S) Total de beneficios pagados ............................................................................ 1.054 911 932 Total de aportes .............................................................................................. 460 350 286 Obligaciones del Plan Petros (1) ...................................................................... 6.259 4.788 2.054

(1) Diferencia por la cual el valor actuarial de nuestra obligación de proveer prestaciones futuras excede el valor de mercado de los activos del plan utilizados para satisfacer esa obligación. El aumento de estas obligaciones en 2010 se debió básicamente a la variación de la tasa de descuento del 6,6% anual en 2009 a 5,9% anual en 2010. Véase la Nota 15.6 a los estados contables consolidados auditados de la Compañía correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010.

El 9 de agosto de 2002 el Plan Petros dejó de admitir nuevos participantes y desde 2003 hemos llevado a cabo negociaciones complejas con representantes del Sindicato de Trabajadores del Petróleo para solucionar los déficits del plan y desarrollar un plan de pensión complementario. Asimismo hemos sido objeto de acciones legales significativas en relación con el Plan Petros. En agosto de 2007, aprobamos nuevas reglamentaciones para el Plan Petros y celebramos un acuerdo con el Sindicato Nacional de Trabajadores del Petróleo y otras partes involucradas en virtud del cual se extinguirán los juicios existentes en relación con el Plan Petros. Los principales cambios introducidos al Plan Petros incluyen: (i) el aumento de los salarios de los empleados activos ya no se trasladará a los empleados retirados, (ii) los beneficios de los participantes del plan se ajustarán de acuerdo con el índice de inflación IPCA, y (iii) las reducciones en las pensiones dispuestas por el plan del gobierno ya no serán absorbidas por el Plan Petros. Petrobras acordó pagar R$5.800 millones actualizados en forma retroactiva al 31 de diciembre de 2006 por el índice de precios al consumidor (IPCA) más el 6% anual, que se pagarán en cuotas

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semestrales con un interés anual del 6% sobre el saldo durante los próximos 20 años, conforme se acordó previamente en la renegociación.

El 1º de julio de 2007 Petrobras implementó el Plan Petros 2, un plan de pensión mixto o de aportes variables, para empleados que no contaban con un plan de pensión complementario. Una porción de este plan con características de beneficios definidos incluye cobertura de riesgo por incapacidad y muerte, una garantía de beneficio mínimo y una renta vitalicia, y los compromisos actuariales relacionados se registran de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada. La porción del plan con características de aportes definidos, destinada a formar una reserva para retiros programados, se reconoce en los resultados del ejercicio cuando se realizan los aportes. En 2010, los aportes de Petrobras y sus subsidiarias a la porción de aportes definidos de este plan fue de U$S460 millones. Los gastos y obligaciones por beneficios relacionados con el Plan Petros 2 se contabilizaron de acuerdo con la ASC 715 Compensaciones – Beneficios de Retiro.

Contamos con un plan de salud (AMS) que ofrece prestaciones de salud y cubre a todos los empleados (activos e inactivos) y a sus dependientes. Administramos este plan con aportes fijos de los empleados para cubrir los principales riesgos y una porción de los costos relacionados con otros tipos de cobertura de acuerdo con tablas de participación, definidas por determinados parámetros que incluyen los niveles salariales.

Nuestro compromiso en relación con las prestaciones futuras a los participantes del plan es calculado anualmente por un actuario independiente, por el método de la Unidad de Crédito Proyectada. El plan de salud no está financiado ni garantizado de otra forma por activos. En cambio, el pago de las prestaciones se basa en los costos anuales incurridos por los participantes del plan.

Asimismo, algunas de nuestras subsidiarias consolidadas cuentan con sus propios planes de prestaciones.

PifCo

Con excepción de 55 empleados de PEL y 51 empleados de PSPL, el personal de PifCo está compuesto exclusivamente por empleados de Petrobras, estando esta última a cargo de todas las funciones administrativas de PifCo. En mayo de 2008, PifCo y Petrobras celebraron un acuerdo para compartir los costos y gastos relacionados con la utilización por parte de PifCo de los recursos administrativos de Petrobras.

Item 7. Principales Accionistas y Operaciones con Partes Relacionadas

Principales Accionistas

Petrobras

El capital accionario de Petrobras está compuesto por acciones ordinarias y acciones preferidas sin valor nominal. El 29 de abril de 2011 se encontraban en circulación 7.442.454.142 acciones ordinarias y 5.602.042.788 acciones preferidas. Estas cifras reflejan la división dos por una de nuestras acciones ordinarias y preferidas, que entró en vigencia en Brasil el 28 de abril de 2008.

El 11 de mayo de 2007 nuestros accionistas aprobaron la división inversa cuatro por dos de acciones de capital. Como resultado de la división de acciones, la relación acciones ordinarias y preferidas/ADR cambió a dos acciones por ADR. La división de acciones y el cambio de la relación de ADR entraron en vigencia el 2 de julio de 2007.

De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, y sus modificaciones, la cantidad de acciones sin derecho a voto de la Compañía no debe ser superior a los dos tercios de la cantidad total de acciones. El gobierno federal de Brasil está obligado por ley a ser titular de al menos la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto y actualmente posee el 63,6% de nuestras acciones ordinarias que son las únicas acciones con derecho a voto. El gobierno federal de Brasil no tiene ningún derecho a voto especial, excepto el derecho permanente de elegir a la

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mayoría de nuestros consejeros, independientemente del derecho que nuestros accionistas minoritarios puedan tener de elegir consejeros, establecido en los Estatutos.

En el siguiente cuadro se consigna información relacionada con la titularidad de nuestras acciones ordinarias y preferidas al 29 de abril de 2011, por parte del gobierno federal de Brasil, algunas entidades del sector público y nuestros ejecutivos y consejeros como grupo. No tenemos conocimiento de ningún otro accionista que posea más del 5% de nuestras acciones ordinarias. Las cifras que se indican a continuación reflejan la Oferta Pública Global de acciones que concluyó el 1º de octubre de 2010.

Accionista Acciones

Ordinarias % Acciones

Preferidas % Total Acciones %

Gobierno federal de Brasil.......................... 4.128.415.722 55,47 222.998.740 3,98 4.351.414.462 33,36 BNDES......................................................... 431.898.159 5,80 2.433.460 0,04 434.331.619 3,33 BNDES Participações S.A.—BNDESPar ........ 173.400.392 2,33 1.341.348.766 23,95 1.514.749.158 11,61 Otras entidades brasileñas del sector

público ..................................................3.314.412 0,05 1.467.978 0,03 4.782.390 0,04

Todos los consejeros y principales ejecutivos como grupo (15 personas) ... 26.544 0,00 128.344 0,00 154.888 0,00

Otros........................................................... 2.705.398.913 36,35 4.033.665.500 72,00 6.739.064.413 51,66

Total ........................................................... 7.442.454.142 100,00 5.602.042.788 100,00 13.044.496.930 100,00

Al 29 de abril de 2011 aproximadamente el 28,26% de nuestras acciones preferidas y aproximadamente el 21,52% de nuestras acciones ordinarias estaban registradas en los Estados Unidos directamente o en la forma de ADS (American Depositary Shares). Al 29 de abril de 2011 Petrobras contaba en los Estados Unidos con aproximadamente 791.720.153 tenedores de registro de acciones preferidas o ADS representativas de acciones preferidas, y aproximadamente 801.010.162 tenedores de registro de acciones ordinarias o ADS representativas de acciones ordinarias. La relación ADR/acciones ordinarias y preferidas es de dos acciones por ADR. Esta relación cambió como consecuencia de la división de acciones vigente a partir del 2 de julio de 2007.

PifCo

Los consejeros y ejecutivos de PifCo reciben remuneración de Petrobras por las funciones que desempeñan en calidad de empleados de Petrobras, pero no reciben remuneración adicional alguna, ni beneficios de pensión, ni otros beneficios por parte de PifCo ni de Petrobras por las funciones que desempeñan en calidad de consejeros o ejecutivos de PifCo, según corresponda.

Operaciones de Petrobras con Partes Relacionadas

Consejo de Administración

Las operaciones directas con Consejeros o ejecutivos de la Compañía que tengan intereses están sujetas a la aprobación del Consejo de Administración y deben realizarse conforme a las condiciones establecidas para operaciones entre partes independientes y las prácticas de mercado que rigen las operaciones con terceros. Ningún miembro del Consejo de Administración ni ningún ejecutivo ni sus familiares directos ha tenido participación directa en operaciones realizadas por Petrobras que sean o hayan sido inusuales, en cuanto a su naturaleza o condiciones, o significativas para nuestro negocio durante el corriente ejercicio ni durante los tres ejercicios inmediatamente anteriores ni durante ningún otro ejercicio previo, cuya consumación se encuentre de algún modo pendiente o no haya tenido lugar. Además Petrobras no ha participado en ninguna operación con partes relacionadas que sea o haya sido inusual, en cuanto a su naturaleza o condiciones, para nuestro negocio durante el corriente ejercicio ni durante los tres ejercicios inmediatamente anteriores, ni se propuso ninguna transacción de esa naturaleza que sea o pudiera ser significativa para nuestro negocio.

No tenemos préstamos ni garantías pendientes con los miembros de nuestro Consejo de Administración, ni con nuestros ejecutivos ni sus familiares directos.

Para obtener información adicional en relación con la participación accionaria de los miembros del

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Consejo de Administración y sus familiares directos, véase el Item 6. “Consejeros, Principales Ejecutivos y Empleados -Titularidad de Acciones”.

Gobierno Federal de Brasil

Participamos, y estimamos continuar participando, en numerosas operaciones en el curso habitual de los negocios con nuestro accionista mayoritario, el gobierno federal de Brasil, y con otras empresas públicas, incluyendo el financiamiento por parte del BNDES y transacciones bancarias, de administración de activos y otras transacciones con el Banco do Brasil S.A. Las transacciones con el Banco do Brasil mencionadas precedentemente registraron un saldo neto negativo de U$S2.613 millones al 31 de diciembre de 2010. Véase la Nota 22 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2010.

Al 31 de diciembre de 2010 el valor a cobrar (Cuenta Petróleo y Alcohol) al gobierno federal de Brasil, nuestro accionista mayoritario, era de U$S493 millones garantizado por una cuenta de depósito bloqueada de U$S53 millones. Véase la Nota 22 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2010.

También mantenemos depósitos restringidos efectuados por la Compañía que constituyen una garantía de los procesos legales que involucran al gobierno federal de Brasil. Al 31 de diciembre de 2010, estos depósitos ascendían a U$S1.480 millones. Véase la Nota 22 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2010.

Además, de acuerdo con la legislación brasileña Petrobras sólo puede invertir en títulos emitidos por el gobierno federal de Brasil en Brasil. Esta restricción no se aplica a inversiones fuera de Brasil. Al 31 de diciembre de 2010 el valor de estos títulos públicos que adquirimos directamente y de los cuales somos titulares asciende a U$S18.665 millones. Véase la Nota 22 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2010.

Para obtener información adicional sobre nuestras principales operaciones con partes relacionadas, véase la Nota 22 a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2010.

Operaciones de PifCo con Partes Relacionadas

Dado que PifCo es una subsidiaria totalmente controlada de Petrobras, PifCo realiza numerosas

operaciones con Petrobras y con otras afiliadas durante el curso normal de sus actividades. Con anterioridad a abril de 2010, PifCo compraba crudo y productos derivados del petróleo a proveedores internacionales y los revendía a Petrobras en dólares y sobre la base de pagos diferidos, a un precio que incluía una prima para compensar los costos de financiación de PifCo. En abril de 2010 PifCo comenzó a vender crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras en virtud de términos y condiciones que permiten el pago en un plazo de hasta aproximadamente 30 días, sin incluir prima. PifCo también compra crudo y productos derivados del petróleo a Petrobras para mantener en stock y para venta fuera de Brasil. Prácticamente todos los ingresos de PifCo son generados por operaciones realizadas con Petrobras. Asimismo, PifCo vende y compra crudo y productos derivados del petróleo a terceros y partes relacionadas, principalmente fuera de Brasil.

Desde la creación de PifCo no han existido ni existen operaciones significativas propuestas con ninguno de los consejeros o ejecutivos de PifCo. PifCo no concede préstamos a sus consejeros ni a sus ejecutivos.

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Las operaciones de PifCo con partes relacionadas generaron los siguientes saldos en 2010 y 2009:

31 de diciembre de 2010 31 de diciembre de 2009

Activo Pasivo Activo Pasivo

(en millones de U$S) Activo

Corriente: Cuentas a cobrar............................................................................ 5.891 — 15.986 — Documentos a cobrar (1) ............................................................... 2.636 — 1.213 — Títulos negociables ........................................................................ 2.429 — 2.547 — Pago anticipado de exportaciones................................................. 70 — 383 — Otros.............................................................................................. 3 — 4 —

Otros no corrientes: Títulos negociables ........................................................................ 2.729 — 2.490 — Documentos a cobrar .................................................................... 431 — 422 — Pago anticipado de exportaciones................................................. 194 — 264 —

Pasivo Corriente:

Cuentas comerciales a pagar ........................................................... — 2.169 — 1.685 Documentos a pagar (1) ................................................................ — — — 7.862 Otros................................................................................................ — 1 — 3

Total ....................................................................................................... 14.383 2.170 23.309 9.550

Corriente ................................................................................................ 11.029 2.170 20.133 9.550

A largo plazo........................................................................................... 3.354 — 3.176 —

(1) Los documentos de PifCo a cobrar y a pagar a Petrobras en relación con la mayoría de los préstamos devengan intereses a la tasa LIBOR más el 3% anual.

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Las principales operaciones de PifCo con partes relacionadas son las siguientes:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009 2008

Ingresos Gastos Ingresos Gastos Ingresos Gastos

(en millones de U$S) Ventas de crudo y productos derivados del

petróleo y servicios relacionados

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras ...........................10.784 — 10.139 — 19.040 — Petrobras International Braspetro B.V. - PIB

BV y sus subsidiarias.. .............................................. 4.529 — 3.401 — 2.023 — Downstream Participações S.A. y sus

subsidiarias. ............................................................. 1.739 — 2.080 — 2.709 — Otros .......................................................................... 365 — 109 — 26 —

Compras Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras ............................ — (11.144) — (9.176) — (11.660) Petrobras International Braspetro B.V. - PIB

BV y sus subsidiarias.. .............................................. — (2.698) — (2.180) — (2.185) Downstream Participações S.A. y sus

subsidiarias. ............................................................. — (328) — (515) — (586) Otros .......................................................................... — (57) — (28) — —

Gastos de comercialización, generales y de administración

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras ........................... — (113) — (135) — (294) Petrobras International Braspetro B.V. - PIB

BV y sus subsidiarias.. .............................................. — (78) — (62) — (48) Otros .......................................................................... 2 —

Ingresos Financieros Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras ........................... 482 — 1.301 — 1.470 — Petrobras International Braspetro B.V. - PIB

BV y sus subsidiarias.. .............................................. 84 — 132 — 93 — Downstream Participações S.A. y sus

subsidiarias. ............................................................. — — 30 — 57 — Otros ............................................................. 4 — 6 — 37 —

Gastos Financieros Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras ........................... — (107) — (937) — (1.319) Petrobras International Braspetro B.V. - PIB

BV y sus subsidiarias.. .............................................. — (5) — (28) — (31) Otros ............................................................. — — — — — (3)

Total .................................................................. 17.989 (14.530) 17.198 (13.061) 25.455 (16.126)

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Item 8. Información Financiera

Estados Contables Consolidados de Petrobras y Otra Información Financiera

Véase el Item 18. “Estados Contables” e “Indice de los Estados Contables.”

Estados Contables Consolidados de PifCo y Otra Información Financiera

Véase el Item 18. “Estados Contables” e “Indice de los Estados Contables.”

Procesos Legales

Petrobras

Actualmente estamos sujetos a numerosos procesos legales relacionados con reclamos civiles, penales, administrativos, ambientales, laborales y tributarios. Varias disputas individuales detalladas a continuación representan una parte significativa del total de reclamos contra Petrobras. Nuestros estados contables consolidados auditados sólo incluyen previsiones por pérdidas y gastos probables y estimables en forma razonable en los que la Compañía puede incurrir en relación con litigios pendientes. Véase la Nota 18 a nuestros estados contables consolidados auditados. En el siguiente cuadro se indican las previsiones financieras registradas por tipo de reclamo:

(1)

Previsiones al 31 de diciembre de

2010 2009

(en millones de U$S) Demandas laborales ..................................................................................................................... 119 71 Reclamos tributarios..................................................................................................................... 361 94 Demandas civiles .......................................................................................................................... 214 272

Reclamos comerciales y otras contingencias................................................................................ 66 63

Total ............................................................................................................................................. 760 500

(1) Excluye previsiones por contingencias contractuales y determinaciones impositivas del Instituto Nacional do Seguro Social (INSS).

Al 31 de diciembre de 2010 los reclamos contra Petrobras, la compañía controlante, correspondían a aproximadamente el 33,5% del total de reclamos contra la Compañía y los montos pagados por la Compañía en relación con demandas legales contra Petrobras en los últimos cinco años promediaron los U$S386 millones por año. Al 31 de diciembre de 2010 estimamos que el monto total por reclamos contra la Compañía, excluidos los conflictos que se relacionan con reclamos no monetarios o reclamos difíciles de evaluar en la etapa actual de los procesos, representaba aproximadamente U$S38.700 millones.

A continuación se describen las demandas y los reclamos más significativos contra Petrobras:

Demandas Civiles

El 23 de noviembre de 1992 Porto Seguro Imóveis Ltda., un accionista minoritario de Petroquisa, inició una acción en representación de Petroquisa (una acción entablada por un accionista destinada a hacer valer un derecho de la sociedad) contra Petrobras por supuestas pérdidas sufridas como resultado de la venta de la participación accionaria de Petroquisa en varias empresas petroquímicas incluidas en el Programa Nacional de Privatización (Programa Nacional de Desestatização). La parte demandante en el juicio exige a Petrobras, en carácter de accionista mayoritario de Petroquisa, reintegrar los daños y perjuicios producidos al patrimonio de Petroquisa, debido a que Petrobras aprobó el precio mínimo de venta correspondiente a las empresas privatizadas. El 14 de enero de 1997 una sentencia inicial declaró responsable a Petrobras ante Petroquisa por daños y perjuicios por un monto equivalente a U$S3.406 millones. Además, se exigió a Petrobras abonar al demandante un 5% de dicho monto en concepto de prima como así también honorarios de abogados equivalentes al 20% de dicho monto. En 2006, compramos la totalidad de la participación minoritaria de Petroquisa y

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actualmente somos titulares del 100% del capital accionario de Petroquisa. Petrobras apeló y logró la anulación de la sentencia, pero en virtud de una apelación subsiguiente presentada el 30 de marzo de 2004, se exigió a Petrobras indemnizar a Petroquisa y Porto Seguro por el monto de U$S2.359 millones y U$S590 millones, respectivamente (este último monto representa 5% de prima y 20% de honorarios de abogados). Existen procesos pendientes ante el STJ y el STF, cuya conclusión está prevista para 2011 y en virtud de los cuales se solicita la revocación de dicha resolución.

En caso de no revocarse la resolución, se estima que la indemnización a pagarse a Petroquisa, incluyendo ajustes por corrección monetaria e intereses, ascendería a U$S11.422 millones. Sin embargo, dado que Petrobras es titular del 100% del capital accionario de Petroquisa, no se exigirá a Petrobras desembolsar una porción de la indemnización estimada en U$S7.539 millones. Asimismo, Petrobras deberá pagar U$S571 millones a Porto Seguro y U$S2.284 millones en concepto de honorarios de abogados en caso de no revocarse la resolución. Para obtener mayor información en relación con esta demanda, véase la Nota 18(b) a los estados contables consolidados auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2010.

En 1981, Kallium Mineração S.A. inició una acción contra Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais—CPRM en virtud de la cual reclamaba una indemnización por daños de aproximadamente U$S450 millones en relación con la resolución anticipada del contrato para la exploración de una mina de sal de potasio de gran envergadura en Sergipe. CPRM resolvió el contrato cuando el gobierno federal de Brasil, que previamente había otorgado a CPRM el derecho a desarrollar un proyecto de exploración de la mina de sal de potasio, canceló la concesión a CPRM y la transfirió a nuestra ex subsidiaria Petromisa. Como consecuencia de ello, CPRM constituyó a Petrobras y al gobierno federal de Brasil en co-demandados de la causa. En 1999, a pesar de desestimar la mayoría de los reclamos presentados por Kallium, el Tribunal exigió a Petrobras indemnizar a Kallium en relación con los gastos de investigación y exploración incurridos por ésta por el monto de aproximadamente U$S1 millón. Petrobras y Kallium apelaron la decisión y están a la espera de la sentencia. El monto total de indemnización por daños que resulte pagadero estará sujeto a ajustes monetarios e intereses del 6% calculados a la fecha de inicio de la acción. Al 31 de diciembre de 2010 la exposición máxima de Petrobras en esta cuestión, incluyendo correcciones monetarias, era de R$196 millones (U$S117 millones).

Varios individuos han iniciado acción civil pública (ação popular) contra Petrobras, Repsol-YPF y el gobierno federal de Brasil en virtud de la cual reclamaron volver atrás el canje realizado en 2001 de algunos de nuestros activos operativos en Brasil por algunos activos operativos de YPF en Argentina. Los demandantes sostienen que los activos canjeados no fueron valuados en forma apropiada y que, por lo tanto, la transacción no fue realizada teniendo en cuenta nuestros mejores intereses. En 2002, el Tribunal dictó a favor de los demandantes una medida de carácter restrictivo, prohibitivo o compulsivo (injunction), que fue suspendida luego por el STJ brasileño. Posteriormente, dictó sentencia a nuestro favor en cuanto al fondo de la cuestión y las otras partes apelaron. Estamos a la espera de una resolución final en cuanto al fondo de la cuestión.

El 18 de enero de 2000 se produjo la rotura de un oleoducto que conectaba una de nuestras terminales con una refinería en la Bahía de Guanabara causando el derrame de aproximadamente 341.000 galones de petróleo crudo en la Bahía. Se tomaron las medidas necesarias para controlar el derrame con el fin de evitar que el petróleo amenazara otras áreas. Como resultado de ese derrame, se iniciaron diversas demandas por daños por parte de pescadores del Estado de Rio de Janeiro, por un monto total de aproximadamente R$52 millones. Asimismo, la Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro inició una demanda contra Petrobras en virtud de la cual reclamaba una indemnización por daños de aproximadamente R$537 millones. En 2002, el juez que entendió en la causa decidió que los daños reclamados eran válidos, pero no por el monto reclamado. Ambas partes apelaron esta decisión, y posteriormente en 2002 la Cámara de Apelaciones del Estado de Rio de Janeiro no hizo lugar a la apelación presentada por el demandante y desestimó numerosas demandas, incluyendo las demandas presentadas por los pescadores que ya habían llegado a un acuerdo con respecto a sus reclamos presentados contra Petrobras o por los que habían iniciado demandas individuales, y otros reclamos. Otras apelaciones (agravos de instrumento) presentadas por ambas partes en 2003 al STJ y al STF, respectivamente, fueron rechazadas. El 2 de febrero de 2007 el juez que inicialmente entendió en la causa publicó una decisión que revocaba la decisión de la Cámara de Apelaciones y que aceptaba en forma parcial el informe del perito del tribunal que definió el período durante el cual la Bahía de Guanabara se vería afectada por el derrame. Dado que

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el monto de daños y perjuicios correspondiente a cada pescador afectado es el mismo, esta decisión representó un monto total de R$1.102 millones hasta diciembre de 2005 (sin intereses y corrección monetaria con posterioridad a dicha fecha). Petrobras apeló esta decisión y la apelación fue rechazada en julio de 2007. Se hizo lugar a una apelación presentada por la Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro y, como resultado de ello, el número de pescadores con derecho a recibir la indemnización por daños y perjuicios se incrementó de 12.000 a 20.000. Petrobras apeló ambas decisiones ante el STJ. En noviembre de 2009, el STJ hizo lugar al recurso de nulidad que presentamos contra la decisión del juez que inicialmente entendió en la causa. En noviembre de 2010 la causa fue devuelta al Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro para que dicte otra sentencia. Para mayor información sobre este litigio, véase la Nota 18(b) a nuestros estados contables consolidados auditados al 31 de diciembre de 2010.

Para mayor información sobre el litigio relacionado con nuestra participación en Pasadena Refining System y su comercializadora, véase el Item 4. “Internacional—Otras Actividades Internacionales—América del Norte."

Reclamos Tributarios

En junio de 2003, el Estado de Rio de Janeiro sancionó una nueva ley que impuso el pago de un Impuesto Estadual Interno (ICMS) sobre las actividades de explotación de la Compañía. El Estado de Rio de Janeiro nunca aplicó esta ley y la constitucionalidad de la misma está siendo impugnada ante el STF. Si el gobierno estadual intenta aplicar esta ley y los tribunales aprueban dicha aplicación, calculamos que el monto que podríamos estar obligados a pagar en concepto de ICMS al Estado de Rio de Janeiro podría aumentar aproximadamente R$10.900 millones (U$S6.200 millones) por año.

En julio de 2005, la Dirección Impositiva del Estado de São Paulo presentó una determinación impositiva contra la Compañía alegando que la Compañía debería haber pagado el ICMS sobre las importaciones de gas natural de Bolivia. El tribunal administrativo de primera instancia ratificó la determinación impositiva, y presentamos una apelación de esta decisión administrativa que fue rechazada. Estamos a la espera del registro del supuesto monto pendiente de pago de la determinación impositiva por parte de la Dirección Impositiva del Estado de São Paulo. Evaluaremos entonces si impugnamos la determinación impositiva en los tribunales y solicitamos el dictado de una medida de carácter restrictivo, prohibitivo o compulsivo (injunction), en virtud de la cual se suspenda el cobro de la determinación impositiva hasta que se dicte sentencia definitiva. Al 31 de diciembre de 2010, la exposición máxima de Petrobras en relación con esta determinación impositiva, incluyendo ajuste monetario, era de R$1.025 millones (U$S615 millones). En base al asesoramiento brindado por nuestro asesor legal, Petrobras ha evaluado el riesgo de pérdida como posible.

En marzo de 2009, la Dirección Impositiva de Rio de Janeiro presentó dos determinaciones impositivas contra Petrobras alegando que Petrobras debería haber pagado el ICMS sobre las transferencias internas de GNL. Presentamos apelaciones en relación con ambas determinaciones impositivas en el Consejo de Contribuyentes en materia administrativa (Taxpayers Council), y ambas apelaciones fueron rechazadas. Logramos que el tribunal competente dicte una medida de carácter restrictivo, prohibitivo o compulsivo (injunction), en virtud de la cual se suspendió nuestra obligación de pagar las determinaciones impositivas relacionadas con el impuesto ICMS hasta que se dicte sentencia definitiva. La Dirección Impositiva del Estado de Rio de Janeiro está en proceso de presentar una impugnación a nuestra medida cautelar. Al 31 de diciembre de 2010, la exposición máxima de Petrobras en relación con ambas determinaciones impositivas, incluyendo ajuste monetario, era de R$2.088 millones (U$S1.253 millones). En base al asesoramiento brindado por nuestro asesor legal, Petrobras ha evaluado el riesgo de pérdida como posible.

En agosto de 2009, la Dirección Impositiva de São Paulo presentó dos determinaciones impositivas contra Petrobras alegando que (i) Petrobras no debió haber dejado de cobrar el ICMS sobre la importación de un equipo de perforación, y (ii) Petrobras no cumplió con una obligación impositiva accesoria. El tribunal de primera instancia en materia administrativa ratificó ambas determinaciones impositivas y Petrobras presentó una apelación el 23 de diciembre de 2009. Se dictó un fallo a favor de Petrobras en virtud del cual se suspendía la obligación de Petrobras de pagar el componente del ICMS de la determinación impositiva y Petrobras está a la espera de una decisión final en materia administrativa en relación con el supuesto incumplimiento de una obligación impositiva accesoria. Al

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31 de diciembre de 2010, la exposición máxima de Petrobras en relación con el supuesto incumplimiento de una obligación impositiva accesoria, incluyendo ajuste monetario, era de R$1.734 millones (U$S1.041 millones). En base al asesoramiento brindado por nuestro asesor legal, Petrobras ha evaluado el riesgo de pérdida como posible.

El 18 de julio de 2007, Petrobras fue notificada de una nueva resolución del Consejo de Administración de la ANP en la que se exigía el pago de impuestos adicionales por participación en forma retroactiva a 1998. Esta resolución, que anuló una resolución anterior del Consejo de Administración, determinó que Petrobras debería realizar un pago adicional de aproximadamente R$400 millones (U$S230 millones) en concepto de impuestos por participación especial en relación con el yacimiento Marlim. En 2007, Petrobras inició un juicio para impugnar el nuevo método utilizado por la ANP para calcular el impuesto por participación especial. El tribunal de primera instancia falló a favor de la ANP y esta decisión fue confirmada por un tribunal federal regional el 30 de septiembre de 2009. Posteriormente, Petrobras apeló esta decisión ante los tribunales de instancia superior en Brasilia. El 23 de octubre de 2009, Petrobras, la ANP y el Estado de Rio de Janeiro llegaron a un acuerdo para resolver la disputa extrajudicialmente. El monto adeudado a la ANP por participación especial retroactiva en relación con el Yacimiento Marlim fue fijado en R$2.065 millones (U$S1.034 millones) al 30 de septiembre de 2009, pagadero en ocho cuotas mensuales consecutivas y ajustado por la tasa de referencia SELIC. Hemos pagado las cuotas restantes relacionadas con este acuerdo transaccional en 2010, dando por concluidas en forma definitiva todas las acciones judiciales y administrativas en relación con este tema.

En enero de 2004, los municipios de Anchieta, Aracruz, Guarapari, Itapemirim, Jaguaré, Marataízes, Serra, Vila Velha y Vitória, situados en el Estado de Espírito Santo, presentaron determinaciones impositivas contra Petrobras ante tribunales administrativos por supuesta omisión en la retención de los impuestos sobre los servicios (determinaciones impositivas relativas al impuesto sobre los servicios (ISS)) suministrados a nuestras plataformas en mar abierto. Retuvimos y pagamos los impuestos ISS a los municipios en los que están situadas las sedes sociales de los respectivos proveedores, de acuerdo con la Ley Complementaria 116/03. En las determinaciones impositivas, planteamos varias defensas administrativas con el fin de que se anulen las determinaciones impositivas, las cuales están siendo consideradas por los tribunales administrativos, y otorgamos una garantía de pago respaldada por un seguro que ha sido aceptada por los tribunales. La acción que se inició a nivel judicial es una acción por cobro de impuestos por parte del municipio de Itapemirim, en relación con la cual también otorgamos una garantía de pago respaldada por un seguro. Estamos en proceso de presentar una impugnación a esta acción debido a que hemos pagado los impuestos de acuerdo con la Ley Complementaria 116/03. Al 31 de diciembre de 2010 la exposición máxima de Petrobras, incluyendo ajustes monetarios, en relación con estas determinaciones impositivas era de R$1.446 millones (U$S868 millones). En base al asesoramiento brindado por nuestro asesor legal, Petrobras ha evaluado el riesgo de pérdida como posible.

La Dirección Impositiva de Brasil notificó a Petrobras determinaciones impositivas relacionadas con una retención (IRRF) que considera que Petrobras debería haber pagado. Las determinaciones corresponden a pagos que efectuamos para la compra de petróleo importado y con pagos por fletamentos de buques con plataforma móvil. El 8 de mayo de 2008, Petrobras inició una acción en relación con una de las determinaciones impositivas relacionadas con los pagos por fletamentos de buques, y el tribunal dictó una medida de carácter restrictivo, prohibitivo o compulsivo (injunctive relief) en virtud de la cual se suspendió la retención hasta que se dicte sentencia definitiva. En febrero de 2010, el tribunal dictó sentencia definitiva contra la Dirección Impositiva de Brasil en virtud de la cual se canceló la determinación impositiva. La Dirección Impositiva de Brasil ha apelado la sentencia. Al 31 de diciembre de 2010, el monto total de estas determinaciones impositivas ascendía a aproximadamente R$5.419 millones (aproximadamente U$S3.252 millones). Hemos impugnado la determinación relacionada con pagos efectuados para la compra de crudo importado, estando pendiente la resolución de la apelación a nivel administrativo. En relación con la determinación relacionada con los pagos por fletamentos de buques, se rechazó nuestra apelación a nivel administrativo y prevemos iniciar acciones a nivel de la justicia federal.

Petrobras vendió nafta importada para la producción de materias primas de petroquímica y no para la producción de gasolina o gas oil. En 2006, la Dirección Impositiva de Brasil presentó una determinación impositiva (auto de infração) contra Petrobras en relación con el pago del CIDE (un impuesto al consumo aplicado a la venta e importación de petróleo crudo, productos derivados del petróleo y productos de gas natural), alegando que

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Petrobras no demostró que la nafta no se utilizó para producir gasolina o gas oil. Dado que presentamos pruebas de que la nafta se utilizó exclusivamente en actividades petroquímicas, consideramos que estas importaciones no están sujetas al pago de impuestos. La determinación impositiva ha sido sometida a revisión y presentaremos una apelación a nivel administrativo federal y posteriormente a nivel de la justicia federal, si fuera necesario. Al 31 de diciembre de 2010, la exposición máxima de Petrobras en esta cuestión, incluyendo ajuste monetario, era de R$2.196 millones (U$S1.318 millones).

Petrobras estaba obligada a vender sus productos a distribuidores de combustibles libre de CIDE (un impuesto al consumo) como resultado de las decisiones judiciales obtenidas por los distribuidores contra el gobierno federal de Brasil. Las decisiones judiciales fueron revocadas y en 2007, el gobierno federal de Brasil inició un procedimiento administrativo contra Petrobras para recuperar el CIDE no pagado. Hemos presentado una apelación a nivel administrativo en vista de la primera decisión administrativa desfavorable. Al 31 de diciembre de 2010, la exposición máxima de Petrobras en esta cuestión, incluyendo ajuste monetario, era de R$1.189 millones (U$S714 millones).

Reclamos Ambientales

En el período 2006-2010, ocurrieron varios accidentes, algunos de los cuales causaron derrames de petróleo significativos: 176.388 galones en 2010, 67.102 galones en 2009, 115.179 galones en 2008, 101.970 galones en 2007 y 77.402 galones en 2006. Asimismo, en el período 2000-2002, ocurrieron accidentes que dieron lugar a investigaciones y procesos administrativos, civiles y penales, algunos de los cuales no han concluido y los más significativos de los cuales se indican a continuación. No podemos predecir si se iniciarán nuevas acciones como consecuencia de esos accidentes ni si dichos procesos adicionales tendrán un efecto adverso significativo para Petrobras. Véase la Nota 18(b) a los estados contables consolidados auditados de Petrobras.

Derrame de enero de 2000—Bahía de Guanabara

El 18 de enero del 2000 se produjo la rotura de un oleoducto que conectaba una de nuestras terminales con una refinería en la Bahía de Guanabara, provocando el derrame de aproximadamente 341.000 galones de fuel oil en la Bahía. Petrobras se ocupó de controlar el derrame y evitar que el petróleo amenazara otras áreas. Invertimos aproximadamente R$104 millones (U$S59 millones) en trabajos de limpieza general y multas impuestas por el organismo nacional de protección ambiental (IBAMA) en relación con el derrame y estamos sujetos a varios procesos legales que continúan pendientes como consecuencia del mismo.

Derrame de julio de 2000 —Curitiba

El 16 de julio de 2000 se produjo la rotura del oleoducto Santa-Catarina/Paraná en nuestra refinería Presidente Getúlio Vargas, ubicada a aproximadamente 15 millas (24 kilómetros) de Curitiba, capital del Estado de Paraná, provocando el derrame de aproximadamente 1,06 millones de galones de petróleo crudo en el área. Se invirtieron aproximadamente R$74 millones (U$S42 millones) en trabajos de limpieza general y multas impuestas por las autoridades del Estado de Paraná. Además, en relación con este derrame:

• IBAMA impuso multas a Petrobras por R$168 millones (U$S101 millones), que hemos impugnado en razón de que se nos ha multado dos veces por la misma infracción;

• Se iniciaron contra Petrobras tres acciones civiles públicas, siendo la más importante una acción civil pública iniciada el 1º de enero de 2001 por el Ministerio Público Federal y por el Ministerio Público del Estado de Paraná en virtud de la cual se reclamaron daños y perjuicios por aproximadamente R$2.300 millones (U$S1.437millones). Actualmente, esta acción está a la espera de los resultados de una prueba pericial; y

• el Ministerio Público Federal inició una acción penal contra nosotros, contra nuestro ex Presidente y contra el ex Gerente de la Refinería REPAR. No se ha hecho a lugar esta acción con respecto a nuestro ex Presidente y la misma se ha suspendido, estando pendiente una resolución respecto de un recurso de reconsideración presentado por el Ministerio Público Federal, con respecto a Petrobras y al ex Gerente de la Refinería REPAR.

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Derrame de febrero de 2001 — Rios del Estado de Paraná

El 16 de febrero de 2001 nuestro oleoducto Araucária-Paranaguá se rompió como resultado de un movimiento inusual del suelo y se derramaron aproximadamente 15.059 galones de fuel oil en diversos ríos del Estado de Paraná. En cuatro días realizamos los trabajos de limpieza en la superficie de los ríos y recuperamos aproximadamente 13.738 galones de fuel oil. Como resultado del accidente:

• el Instituto Ambiental do Paraná (IAP) nos impuso una multa de aproximadamente R$150 millones (U$S90 millones) que posteriormente fue reducida a U$S90 millones (U$S54 millones), la cual hemos impugnado en razón de que el IAP no ha contestado la propuesta de reparación dentro del período de tres años especificado en dicha propuesta; y

• el Ministerio Público Federal y el Ministerio Público del Estado de Paraná iniciaron acciones de clase (class action) contra Petrobras reclamando daños y perjuicios por aproximadamente R$3.100 millones (U$S1.937 millones). Además, el IAP inició una acción de clase (class action) contra Petrobras reclamando el pago de aproximadamente R$150 millones (U$S90 millones) por daños al medio ambiente. Estas acciones se han integrado en un único proceso ante el Ministerio Público Federal en Paranaguá (Vara Federal de Paranaguá) y se está a la espera de la decisión final.

Explosión de gas y derrame - Marzo de 2001— Yacimiento Roncador

El 15 de marzo de 2001 una explosión de gas dentro de una de las columnas de la plataforma de producción P-36 ubicada en el yacimiento Roncador (a 75 millas de la costa brasileña) provocó la muerte de 11 empleados y el eventual hundimiento de la plataforma. El accidente también causó el derrame de 396.300 galones de gas oil y petróleo al océano. Como resultado del accidente:

• el Ministerio Público Federal presentó una demanda en 2002 reclamando el pago de R$100 millones por daños ambientales, entre otros reclamos. Petrobras opuso una excepción a dichas demandas y en la actualidad está a la espera de una decisión en tal sentido; e

• IBAMA impuso multas a Petrobras por aproximadamente R$7 millones. Hemos impugnado dichas multas a través de procesos administrativos, y las mismas han sido ratificadas por IBAMA. Petrobras inició una acción para anular ambos procesos administrativos.

Accidente en FPSO en octubre de 2002

El 13 de octubre de 2002 un corte de energía en la FPSO P-34 ubicada en los yacimientos de Barracuda-Caratinga afectó el sistema de equilibrio del buque causando el rolido de la FPSO. Cuatro días después, se había restablecido la estabilidad del buque sin registrarse víctimas ni derrames de petróleo en el mar. Como resultado de la investigación sobre ese accidente, se incorporaron diversas medidas a nuestro Programa de Excelencia Operativa o PEO para prevenir accidentes similares. En relación con el accidente, también celebramos con IBAMA un Acuerdo de Ajuste de Conducta, con el objeto de llevar a cabo ciertas acciones en la Cuenca Campos para reducir el riesgo de daño ambiental. El Ministerio Público Federal impugnó la validez del Acuerdo de Ajuste de Conducta en 2003 e intentó evitar que IBAMA otorgara a Petrobras nuevas licencias para nuestras plataformas ubicadas en la Cuenca Campos. El tribunal dictó sentencia a favor de Petrobras, que fue apelada por el Ministerio Público Federal. El Tribunal resolvió parcialmente la apelación a favor del Ministerio Público Federal. En 2010, el Tribunal ratificó su decisión de invalidar y eliminar la Cláusula 10 del Acuerdo de Ajuste de Conducta. Esta cláusula establece que durante la vigencia del Acuerdo de Ajuste de Conducta, el Ministerio Público Federal no puede imponer sanciones administrativas a Petrobras en relación con el objeto del Acuerdo de Ajuste de Conducta. Las demás cláusulas del Acuerdo de Ajuste de Conducta continúan siendo válidas y con plena vigencia y efecto.

Perforaciones en la Cuenca Campos

El 3 de febrero de 2006, IBAMA impuso una multa a Petrobras por el monto ajustado de R$122.9 (U$S74 millones) por la supuesta violación del Acuerdo de Ajuste de Conducta celebrado el 11 de agosto de 2004 entre

151

Petrobras e IBAMA en relación con actividades de perforación en la Cuenca Campos. El 1º de diciembre de 2010, Petrobras presentó una acción declarativa impugnando la validez de la multa impuesta a la Compañía en virtud de una supuesta violación de la cláusula 3 del Acuerdo de Ajuste de Conducta.

Contaminación

El 15 de enero de 1986 el Ministerio Público del Estado de São Paulo y la Unión de Defensores de la Tierra, presentaron una acción civil pública contra Petrobras y otras 23 empresas más ante el Tribunal del Estado de São Paulo por supuestos daños causados por contaminación. El monto reclamado en el escrito inicial presentado al Tribunal asciende a R$4.217 (U$S2.531), pero es difícil estimar los daños reales que podrían ser calculados por el Tribunal. El Ministerio Público del Estado de São Paulo ha declarado públicamente que se necesitarán finalmente U$S800 millones para subsanar el supuesto daño ambiental. El Tribunal ha confirmado la responsabilidad conjunta de los demandados y la etapa de prueba aún no ha comenzado.

PifCo

No existen litigios ni procesos públicos pendientes o que, a saber de PifCo, intenten iniciarse contra PifCo o alguna de las subsidiarias que, en el caso de un fallo adverso, tendrían un efecto significativo sobre la situación financiera o la rentabilidad de la empresa.

Distribución de Dividendos

Petrobras

A continuación se describe el pago de dividendos en efectivo por parte de Petrobras durante los últimos cinco ejercicios, incluyendo montos pagados en la forma de intereses sobre el capital.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009 2008 2007 2006

(en millones de U$S) Dividendos pagados a accionistas ................................................. 5.254 7.627 4.343 3.860 3.144 Dividendos pagados a participaciones minoritarias ...................... 45 85 404 143 69

5.299 7.712 4.747 4.003 3.213

En relación con la política de distribución de dividendos mínimos establecida en la Ley de Sociedades de Brasil, véase el Item 10 “Información Adicional - Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras - Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital” y el Item 10 “Información Adicional - Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras - Distribución Obligatoria”. Petrobras puede modificar la política de dividendos en cualquier momento dentro de los límites establecidos por la legislación brasileña.

PifCo

En relación con información adicional sobre la política de distribución de dividendos de PifCo, véase el Item 10 “Información Adicional - Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo—Dividendos.”

Item 9. Oferta y Cotización en Bolsa

Petrobras

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Mercados

Nuestras acciones y ADS cotizan en los siguientes mercados:

Acciones Ordinarias ........... Bolsa de Valores de São Paulo (BM&FBOVESPA)— São Paulo (PETR3); Mercado de Valores Latinoamericanos en Euros (Latibex)—Madrid, España (XPBR)

Acciones Preferidas ........... Bolsa de Valores de São Paulo (BM&FBOVESPA)— São Paulo (PETR4); Mercado de Valores

Latinoamericanos en Euros (Latibex)—Madrid, España (XPBRA) ADS representativas de Acciones Ordinarias ...........

Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)—Nueva York (PBR)

ADS representativas de Acciones Preferidas ...........

Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)—Nueva York (PBRA)

Acciones Ordinarias ........... Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA)—Buenos Aires, Argentina (APBR) Acciones Preferidas ........... Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA)—Buenos Aires, Argentina (APBRA)

Nuestras acciones ordinarias y preferidas se negocian en la Bolsa de Valores de São Paulo desde 1968. Nuestras ADS que representan dos acciones ordinarias y nuestras ADS que representan dos acciones preferidas se negocian en la Bolsa de Nueva York desde 2000 y 2001, respectivamente. JPMorgan Chase Bank, N.A. actúa como depositario de las ADS que representan acciones ordinarias y preferidas.

Nuestras acciones ordinarias y preferidas se negocian en LATIBEX desde 2002. LATIBEX es un mercado electrónico creado en 1999 por la Bolsa de Madrid con el propósito de permitir la negociación de títulos latinoamericanos denominados en Euros.

Nuestras acciones ordinarias y preferidas se negocian en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires desde el 27 de abril de 2006.

Información relativa al Precio de las Acciones

El siguiente cuadro incluye información en relación con la negociación de las acciones ordinarias y preferidas de Petrobras, conforme lo informado por la Bolsa de Valores de São Paulo, y de las ADS que representan acciones ordinarias y preferidas, conforme lo informado por la Bolsa de Nueva York, correspondiente a los períodos indicados.

Reales por acción ordinaria

Reales por acción preferida

U$S por ADS representativa de acciones ordinarias

U$S por ADS representativa de acciones preferidas

Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo

2006: ................................ 27,70 20,33 24,90 18,25 26,73 17,55 23,39 15,78 2007: ................................ 52,50 22,43 44,20 20,09 58,81 21,13 49,83 18,88 2008: ................................ 62,30 20,21 52,51 16,89 75,19 14,94 63,51 12,56 2009: ................................ 45,10 27,45 39,79 23,06 53,01 23,01 46,91 19,48 2010: ................................ 41,81 26,68 37,50 24,16 48,90 31,90 43,82 28,63 Primer trimestre ................................41,81 35,80 37,50 31,52 48,91 38,20 43,83 33,76 Segundo trimestre ................................40,59 30,39 36,08 26,55 46,34 32,88 41,22 28,63 Tercer trimestre ................................33,90 29,10 29,43 25,45 38,68 32,81 33,61 28,95 Cuarto trimestre ................................30,60 26,68 27,53 24,16 37,84 31,90 34,17 28,63

Noviembre 2010 ................................30,29 27,23 27,53 24,59 36,33 32,03 33,25 28,97 Diciembre 2010................................30,55 27,69 27,29 25,00 37,84 33,26 34,17 30,06

2011: Primer trimestre 33,65 29,12 29,08 26,18 41,57 35,41 35,95 31,93 Enero 2011................................31,47 29,35 27,90 26,67 38,43 35,41 34,09 32,37 Febrero 2011 ................................33,01 29,12 28,71 26,18 40,38 35,95 35,30 31,93 Marzo 2011................................33,65 31,80 29,08 27,78 41,57 38,64 35,95 33,64 Abril 2011................................33,09 28,46 28,74 25,45 36,22 32,47 41,41 36,33

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BM&FBOVESPA

La BM&FBOVESPA es menos líquida que la Bolsa de Nueva York. Al 31 de diciembre de 2010, la capitalización total de mercado de las 381 empresas que cotizan en la BM&FBOVESPA fue de aproximadamente U$S1.542.000 millones y las diez empresas más grandes representaron aproximadamente el 55,45% de la capitalización total de mercado de todas las empresas que cotizan en bolsa. Todas las acciones en circulación de una compañía que cotiza en bolsa pueden negociarse en la BM&FBOVESPA, pero en la mayoría de los casos, menos de la mitad de las acciones que cotizan en bolsa están realmente disponibles para ser negociadas por el público. El resto se encuentra en poder de pequeños grupos de personas controlantes, de entidades públicas o de un accionista principal.

Un tenedor de acciones que desee operar en la BM&FBOVESPA y que no sea considerado residente de Brasil a los fines impositivos y reglamentarios brasileños (un tenedor no brasileño) está sujeto a determinadas limitaciones de acuerdo con la legislación sobre inversiones extranjeras de Brasil. Con limitadas excepciones, los tenedores no brasileños sólo pueden operar en la BM&FBOVESPA de acuerdo con los requisitos de la Resolución Nº 2.689 del CMN. La Resolución Nº 2.689 exige que los títulos pertenecientes a tenedores no brasileños sean mantenidos en custodia de, o en cuentas de depósito en, entidades financieras debidamente autorizadas por el Banco Central de Brasil y la CVM. Además, la Resolución Nº 2.689 exige a los tenedores no brasileños limitar sus operaciones con títulos a transacciones en bolsas o mercados extrabursátiles calificados brasileños. Con limitadas excepciones, los tenedores no brasileños no pueden transferir la titularidad de las inversiones realizadas de conformidad con la Resolución No. 2.689 a otros tenedores no brasileños a través de transacciones privadas.

PifCo

Las acciones ordinarias de PifCo no están registradas y no hay un mercado para negociar las mismas. Las Obligaciones Senior de PifCo con vencimiento en 2011 cotizan en la Bolsa de Valores de Luxemburgo. Las Obligaciones Globales de PifCo con vencimiento en 2016, 2018, 2019, 2020, 2021, 2040 y 2041 se encuentran registradas en la Bolsa de Valores de Nueva York. Los demás títulos de deuda de PifCo no se han cotizado en ninguna bolsa.

Item 10. Información Adicional

Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras

Información General

Petrobras es una compañía cuyas acciones cotizan en bolsa y está debidamente inscripta en la CVM bajo el Nº 951-2. En el Artículo 3 de los Estatutos se establece nuestro objeto social que comprende la investigación, prospección, extracción, procesamiento, comercialización y transporte de petróleo crudo proveniente de pozos, esquistos y otros tipos de roca, de sus derivados, de gas natural y de otros hidrocarburos, así como otras actividades relacionadas o similares tales como actividades asociadas con la energía, incluyendo investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución, venta y comercialización de todas las formas de energía, así como también otras actividades relacionadas o similares. Petrobras puede llevar a cabo fuera de Brasil, directamente o a través de sus subsidiarias, cualquiera de las actividades descriptas en el objeto social.

Requisitos de los Consejeros

La ley brasileña establece que el Consejo de Administración sólo puede estar compuesto por accionistas de la empresa, pero no establece una tenencia mínima de acciones ni requisitos de residencia para desempeñarse como Consejero. Los miembros del Comité Ejecutivo deben ser ciudadanos brasileños y residir en Brasil. Asimismo, la Ley Nº 12.353, sancionada el 28 de diciembre de 2010, exige que las sociedades abiertas y mixtas en las cuales el gobierno federal de Brasil es titular, directa o indirectamente, de una mayoría de los derechos de voto incluya como consejero adicional en el Consejo de Administración a un representante elegido por los empleados de la compañía. Los consejeros y ejecutivos no pueden votar respecto de ninguna transacción que involucre a

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compañías en las que los mismos sean titulares de más del 10% del total del capital accionario o en las que hayan desempeñado funciones ejecutivas en el período inmediatamente anterior a haber asumido el cargo. De acuerdo con los Estatutos, los accionistas fijan la remuneración total a pagar a los consejeros y ejecutivos. El Consejo de Administración distribuye la remuneración entre sus miembros y los ejecutivos.

Distribución de Utilidades

En cada Asamblea General de Accionistas el Consejo de Administración debe recomendar el modo de distribución de la utilidad neta correspondiente al ejercicio anterior. La Ley de Sociedades de Brasil define a la utilidad neta como ganancias netas después de impuestos a las ganancias y cargas sociales correspondientes a dicho ejercicio, neto de pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores y los montos asignados a la participación de los empleados y ejecutivos en las ganancias. De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, los montos disponibles para la distribución de dividendos o el pago de intereses sobre el capital son equivalentes a la utilidad neta menos el monto asignado a la reserva legal.

Debemos mantener una reserva legal a la que se debe asignar el 5% de las utilidades netas correspondientes a cada ejercicio hasta alcanzar el 20% del capital integrado. Sin embargo, no estamos obligados a realizar asignaciones a la reserva legal en un ejercicio en el que la reserva legal, sumada a las demás reservas de capital establecidas, exceda el 30% de nuestro capital. La reserva legal puede utilizarse solamente para compensar pérdidas o aumentar el capital.

Mientras que la Compañía esté en condiciones de realizar la distribución mínima obligatoria descripta a continuación, se debe asignar un monto equivalente al 0,5% del capital suscripto y totalmente integrado al cierre del ejercicio a una reserva dispuesta por ley. La reserva se utiliza para financiar los costos de programas de investigación y desarrollo tecnológico. El saldo acumulado de esta reserva no puede exceder el 5% del capital accionario suscripto y totalmente integrado.

La ley brasileña también dispone tres asignaciones discrecionales de la utilidad neta que están sujetas a aprobación de los accionistas en la Asamblea Anual de Accionistas, según se indica a continuación:

• en primer lugar, podrá asignarse un porcentaje de la utilidad neta a una reserva para contingencias en relación con pérdidas previstas que se consideren probables en futuros ejercicios. Todo monto asignado de este modo en un ejercicio anterior deberá desafectarse en el ejercicio en el que las razones que justifican la reserva desaparecen, o imputarse a pérdida en el caso de que se produzca la pérdida prevista;

• en segundo lugar, si el monto obligatorio a distribuir excede el monto de la utilidad neta realizada en un ejercicio determinado, el monto excedente puede asignarse a una reserva para utilidades no realizadas. La Ley de Sociedades de Brasil define como utilidad neta realizada al monto de utilidad neta que excede el resultado positivo neto de ajustes de capital y las ganancias o ingresos provenientes de operaciones cuyos resultados financieros tienen lugar con posterioridad al cierre del ejercicio subsiguiente; y

• en tercer lugar, una parte de nuestra utilidad neta que excede la distribución mínima obligatoria puede asignarse para financiar requerimientos de capital de trabajo y proyectos de inversión siempre que dicha asignación esté respaldada por un presupuesto de inversiones previamente aprobado por nuestros accionistas. Los presupuestos de inversiones correspondientes a más de un ejercicio deben evaluarse en cada Asamblea Anual de Accionistas.

Distribución Obligatoria

De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, los estatutos de una sociedad anónima (corporation) brasileña con una clase de acciones sin derecho a voto, como Petrobras, pueden especificar un porcentaje mínimo de los montos disponibles a ser distribuidos por la compañía en cada ejercicio a los accionistas como dividendos o intereses sobre el capital, también denominado monto distribuible obligatorio, que no puede ser inferior al 25% de

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la utilidad neta ajustada correspondiente al ejercicio. Conforme a nuestros Estatutos, el monto distribuible obligatorio se ha fijado en un monto mínimo del 25% de nuestra utilidad neta, después de efectuadas las asignaciones a la reserva legal, a la reserva para contingencias y a la reserva para utilidades no realizadas. Además, la utilidad neta no asignada a las reservas mencionadas para financiar los requerimientos de capital de trabajo y los proyectos de inversión descriptos anteriormente o a la reserva dispuesta por ley debe distribuirse a los accionistas como dividendos o intereses sobre el capital.

Sin embargo, la Ley de Sociedades de Brasil permite a una sociedad que cotiza en bolsa como Petrobras suspender la distribución obligatoria si el Consejo de Administración y la Comisión Fiscalizadora informan a la Asamblea Anual General de Accionistas que la distribución no sería aconsejable considerando la situación financiera de la empresa. La suspensión está sujeta a la aprobación de los tenedores de acciones ordinarias. En este caso, el Consejo de Administración debe presentar ante la CVM una justificación de dicha suspensión. Las ganancias no distribuidas como consecuencia de la suspensión anteriormente mencionada deberán asignarse a una reserva especial y, de no ser absorbidas por pérdidas posteriores, deberán distribuirse cuando la situación financiera de la compañía lo permita.

Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital

La Ley de Sociedades de Brasil y los Estatutos de la Compañía establecen la obligación de celebrar una Asamblea Anual General de Accionistas dentro de los cuatro meses del cierre de cada ejercicio en la cual, entre otras cuestiones, los accionistas deberán decidir sobre el pago de dividendos anuales. El pago de dividendos anuales se fundamenta en los estados contables preparados para el ejercicio correspondiente.

La Ley Nº 9.249 de fecha 26 de diciembre de 1995, con las correspondientes modificaciones, establece la distribución de intereses sobre el capital entre los accionistas como una forma alternativa de distribución. Dichos intereses están sujetos a la variación proporcional diaria de la tasa de interés TJLP, la tasa de interés a largo plazo del gobierno brasileño.

Dichos pagos pueden considerarse gastos deducibles a los fines del impuesto a las ganancias corporativo y de las cargas sociales, pero la deducción no puede exceder el monto mayor entre:

• el 50% de la utilidad neta (antes de considerar dicha distribución y las deducciones por impuesto a las ganancias y luego de considerar deducciones por cargas sociales sobre la utilidad neta) correspondiente al período con respecto al cual se realiza el pago; o

• el 50% de las ganancias no distribuidas.

El pago de intereses sobre el capital a los tenedores de ADS o acciones ordinarias, sean o no residentes en Brasil, está sujeto a retenciones impositivas en origen a una tasa del 15% o 25%. La tasa del 25% se aplica si el beneficiario es residente en un paraíso fiscal. Véase “Impuestos relativos a nuestras ADS y Acciones Ordinarias y Preferidas —Consideraciones sobre Impuestos Brasileños”. El monto pagado a los accionistas por intereses atribuidos al capital, neto de retenciones impositivas, puede incluirse como parte de la distribución obligatoria de dividendos. Según lo establecido en la Ley de Sociedades de Brasil, la Compañía está obligada a distribuir entre los accionistas un monto suficiente que garantice que el monto neto recibido, una vez pagadas las retenciones impositivas en origen aplicables con respecto a la distribución de intereses sobre el capital, sea como mínimo equivalente a los dividendos obligatorios.

Según lo establecido en la Ley de Sociedades de Brasil y en nuestros Estatutos, los dividendos generalmente deben pagarse dentro de los 60 días posteriores a la fecha de declaración de dividendos, a menos que los accionistas aprueben una resolución que establezca una nueva fecha de pago, que, en ambos casos, debe ser anterior al cierre del ejercicio en el cual se declararon dividendos. Los montos de los dividendos adeudados a nuestros accionistas están sujetos a cargos financieros actualizados a la tasa SELIC (tasa de interés aplicable a determinados títulos públicos brasileños) a partir del cierre de cada ejercicio hasta la fecha de efectivo pago de dividendos. Los accionistas tienen un período de tres años contado a partir de la fecha de pago de dividendos para

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reclamar los dividendos o los pagos de intereses con respecto a sus acciones, después del cual el monto de los dividendos no reclamados volverá a la Compañía.

En virtud de los Estatutos de Petrobras, los titulares de acciones preferidas tienen derecho a recibir dividendos anuales mínimos equivalentes a (i) el 5% de su participación proporcional en el capital integrado o (ii) el 3% del valor libro de sus acciones preferidas, cualquiera fuera el monto mayor. Los tenedores de acciones preferidas participan con los mismos derechos que los tenedores de acciones ordinarias en los aumentos de capital social por incorporación de reservas y ganancias. Si la Compañía declara dividendos en un determinado ejercicio por un monto que exceda el dividendo preferido mínimo correspondiente a las acciones preferidas, los tenedores de acciones ordinarias y acciones preferidas recibirán el mismo dividendo adicional por acción. En base a nuestro capital accionario al cierre de 2010, el dividendo preferido mínimo que habría sido pagadero a los titulares de acciones preferidas es de aproximadamente R$0,77 por acción preferida (R$1,54 por ADS representativa de acciones preferidas), comparado con el dividendo de R$1,03 por acción preferida (U$S2,06 por ADS representativa de acciones preferidas) efectivamente pagado sobre nuestras ganancias de 2010. Desde 2000, nuestras ganancias distribuibles siempre han excedido el dividendo preferido mínimo, por lo tanto, siempre hemos distribuido montos iguales a los tenedores de acciones ordinarias y preferidas durante este período.

Nuestro Consejo de Administración puede distribuir dividendos o pagar intereses en base a las utilidades declaradas en los estados contables intermedios. El monto de los dividendos distribuidos correspondientes a períodos intermedios no puede exceder el monto de nuestras reservas de capital.

Asamblea de Accionistas

Los accionistas, a través del voto en la asamblea general, tienen la facultad de decidir sobre cuestiones relacionadas con el objeto social y de aprobar las resoluciones que consideren necesarias para nuestra protección y desarrollo.

La convocatoria a asamblea de accionistas se realiza mediante la publicación de un edicto en el Diário Oficial da União y Jornal do Comércio. La convocatoria debe publicarse por lo menos tres veces y con un mínimo de 15 días de antelación respecto de la fecha prevista para la asamblea. La convocatoria debe incluir el orden del día de la asamblea y, en el caso de proponerse una reforma a los Estatutos, una indicación del contenido de la misma. En el caso de los tenedores de ADS, el depositario de ADS deberá recibir la convocatoria con un mínimo de 30 días calendarios de antelación respecto de la asamblea de accionistas.

El Consejo de Administración o, en algunos casos específicos establecidos en la Ley de Sociedades de Brasil, los accionistas, convocan las Asambleas Generales de Accionistas. Un accionista puede estar representado en una Asamblea General de Accionistas por un apoderado, siempre que éste haya sido designado dentro del año de celebración de la asamblea. El apoderado debe ser un accionista, un miembro de la Dirección, un abogado o una entidad financiera. El poder otorgado al apoderado deberá cumplir con ciertas formalidades establecidas por la ley brasileña.

Para la adopción de una resolución en la Asamblea de Accionistas, los accionistas que representen al menos un cuarto de nuestras acciones ordinarias emitidas y en circulación deben estar presentes en la asamblea. Sin embargo, en el caso de una asamblea general para reformar los Estatutos, deberán estar presentes los accionistas que representan al menos dos tercios de las acciones ordinarias emitidas y en circulación. En caso de no constituirse el quórum, el Consejo de Administración puede convocar una segunda asamblea mediante notificación enviada con un mínimo de ocho días calendarios de antelación respecto de la fecha prevista para la asamblea de acuerdo con las normas de publicación anteriormente descriptas. Los requisitos de quórum no se aplican a la segunda asamblea, sujeto a los requisitos de votación para determinadas cuestiones descriptas a continuación. A partir de 2010, los accionistas de Petrobras también pueden registrarse on line para ejercer su derecho a voto en forma electrónica en las asambleas de accionistas. Asimismo, los accionistas de Petrobras también pueden votar en forma electrónica en solicitudes de delegación de votos (pedido público de procuração). Los tenedores de ADR no pueden participar en forma electrónica en las asambleas de accionistas.

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Derecho a Voto

De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil y nuestros Estatutos, cada una de nuestras acciones ordinarias tiene derecho a voto en la Asamblea General de Accionistas. Conforme a lo establecido por ley, el gobierno brasileño debe ser titular de al menos la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto. Conforme a nuestros Estatutos, nuestras acciones preferidas, en general, no confieren derecho a voto.

Los titulares de acciones ordinarias que votan en la Asamblea General de Accionistas tienen la facultad exclusiva de:

• reformar los Estatutos;

• aprobar aumentos de capital por encima del monto de capital autorizado;

• aprobar reducciones de capital;

• elegir o remover miembros del Consejero de Administración y de la Comisión Fiscalizadora, sujeto al derecho de nuestros accionistas titulares de acciones preferidas de elegir o remover uno de los miembros del Consejero de Administración y de elegir un miembro de la Comisión Fiscalizadora;

• recibir los estados contables anuales preparados por la Dirección y aceptar o rechazar los estados contables, incluyendo la asignación de la utilidad neta para el pago de dividendos obligatorios y la asignación a las distintas cuentas de reserva;

• autorizar la emisión de debentures excepto la emisión de debentures sin garantía y no convertibles en acciones, que podrá ser aprobada por el Consejero de Administración;

• suspender los derechos de los accionistas que no hayan cumplido con las obligaciones impuestas por ley o los Estatutos;

• aceptar o rechazar la valuación de activos aportados por un accionista como contraprestación por la emisión de acciones;

• dictar resoluciones para aprobar reestructuraciones societarias, tales como fusión, escisión y transformación en otra clase de sociedad;

• participar de un grupo de empresas centralizado;

• aprobar la transferencia del control de las subsidiarias;

• aprobar la venta de debentures convertibles emitidos por nuestras subsidiarias y pertenecientes a la Compañía;

• establecer la remuneración de los principales ejecutivos;

• aprobar la cancelación de nuestro registro como sociedad que cotiza en bolsa;

• decidir sobre la disolución o liquidación de la Compañía;

• renunciar al derecho de suscripción de acciones o debentures convertibles emitidos por nuestras subsidiarias o afiliadas; y

• seleccionar una empresa especializada para llevar a cabo la valuación de nuestras acciones, en los casos de cancelación de nuestro registro como sociedad que cotiza en bolsa o de incumplimiento de las normas

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habituales de gobierno corporativo definidas por una bolsa de valores o una entidad a cargo del mantenimiento de un mercado extrabursátil organizado registrado en la CVM, con el fin de cumplir con dichas normas de gobierno corporativo y con los contratos que puedan celebrarse entre Petrobras y dichas entidades.

Salvo disposición en contrario establecida por ley, las resoluciones de la Asamblea General de Accionistas se aprueban por una mayoría de titulares de acciones ordinarias en circulación. No se tienen en cuenta las abstenciones.

Se requerirá la aprobación de los titulares de al menos la mitad de las acciones ordinarias emitidas y en circulación en relación con los siguientes asuntos:

• reducción de la distribución obligatoria de dividendos;

• fusión por absorción o propiamente dicha con otra empresa, sujeto a las condiciones estipuladas en la Ley de Sociedades de Brasil;

• participación en un grupo de empresas sujeto a las condiciones estipuladas por la Ley de Sociedades de Brasil;

• modificación del objeto social, la cual debe estar precedida por una reforma de los Estatutos en virtud de una ley federal dado que somos una sociedad controlada por el gobierno y nuestro objeto social está establecido por ley;

• cesación del estado de liquidación;

• escisión de una parte de la Compañía, sujeto a las condiciones estipuladas en la Ley de Sociedades de Brasil;

• transferencia de todas nuestras acciones a otra compañía o incorporación de las acciones de otra compañía con el propósito de convertir a la sociedad cuyas acciones se transfieren, en una subsidiaria totalmente controlada de dicha compañía (incorporação de ações); y

• aprobación de la liquidación de la Compañía.

De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, si un accionista tiene un conflicto de intereses con la Compañía en relación con una transacción propuesta, el accionista no podrá votar una decisión relacionada con dicha transacción. Por ejemplo, un accionista con intereses no puede votar para aprobar la valuación de activos aportados por dicho accionista a cambio de capital o, cuando el accionista es uno de los principales ejecutivos, para aprobar el informe de la Dirección sobre los estados contables de la Compañía. Las transacciones aprobadas por el voto de un accionista con conflicto de intereses podrán ser anuladas y dicho accionista podrá ser considerado responsable de los daños causados y podrá exigírsele devolver a la Compañía las ganancias que pudiera haber obtenido como resultado de la transacción.

De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, los siguientes asuntos deberán someterse a la aprobación de los titulares de acciones preferidas en circulación que estén afectadas en forma adversa antes de someterse a la aprobación de al menos la mitad de los titulares de acciones ordinarias emitidas y en circulación:

• creación de acciones preferidas o aumento de las clases existentes de acciones preferidas sin conservar las proporciones de ninguna otra clase de acciones preferidas, salvo lo dispuesto o autorizado por los Estatutos de la sociedad;

• modificación de las preferencias, privilegios, rescate o amortización de cualquier clase de acciones preferidas; y

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• creación de una nueva clase de acciones preferidas con derecho a condiciones más favorables que las clases existentes.

Las decisiones respecto de nuestra transformación en otra clase de sociedad requieren la aprobación unánime de los accionistas, incluyendo los titulares de acciones preferidas, y una reforma de los Estatutos según lo dispuesto en la ley federal.

Los titulares de acciones preferidas adquirirán derecho a voto si no se paga el dividendo mínimo que los titulares de dichas acciones tienen derecho a percibir durante tres ejercicios consecutivos. El derecho a voto continuará vigente hasta que se haga efectivo el pago. Los accionistas titulares de acciones preferidas también adquieren derecho a voto si la sociedad entra en un proceso de liquidación.

De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, los accionistas que representan al menos un 10% de las acciones con derecho a voto, tienen el derecho a exigir que se adopte un proceso de votación acumulativa en el que cada titular de acciones ordinarias tenga derecho a tantos votos como miembros tiene el Consejero de Administración y en el que cada tenedor de acciones ordinarias tenga derecho a votar en forma acumulativa por solo un candidato o a distribuir sus votos entre varios candidatos. Asimismo, los accionistas minoritarios titulares de al menos el 10% de las acciones con derecho a voto también tienen el derecho de designar o remover un miembro de la Comisión Fiscalizadora.

Los titulares de acciones preferidas que representen, individualmente o en grupo, el 10% de nuestro capital total, tienen derecho a designar y/o remover un miembro del Consejero de Administración. Los titulares de acciones preferidas tienen derecho a designar en forma independiente un miembro de la Comisión Fiscalizadora.

Los Estatutos establecen que, independientemente del ejercicio de los derechos arriba otorgados a los accionistas minoritarios a través del proceso de votación acumulativa, el gobierno brasileño tiene siempre el derecho de elegir a la mayoría de nuestros consejeros.

Derechos Preferentes de Suscripción

De conformidad con la Ley de Sociedades de Brasil, cada accionista tiene un derecho preferente general de suscripción de acciones o títulos convertibles en acciones en todo aumento de capital, en proporción al número de acciones de las que sea titular. En el caso de un aumento de capital que mantenga o aumente la proporción de capital representado por las acciones preferidas, los titulares de acciones preferidas tendrán derechos preferentes de suscripción respecto de nuevas acciones preferidas solamente. En el caso de un aumento de capital que disminuya la proporción de capital representado por acciones preferidas, los titulares de acciones preferidas tendrán derechos preferentes de suscripción respecto de nuevas acciones preferidas en proporción al número de acciones de las que sean titulares, y de acciones ordinarias sólo en la medida que sea necesario para evitar la dilución de su participación en el capital social de la Compañía.

Para ejercer este derecho se establece un período mínimo de 30 días posteriores a la publicación de la notificación de emisión de nuevas acciones o títulos convertibles en acciones, y dicho derecho es negociable. De acuerdo con los Estatutos, el Consejero de Administración podrá eliminar los derechos preferentes de suscripción o reducir el período para su ejercicio en relación con un canje público que se realice para adquirir el control de otra compañía o en relación con una oferta pública de acciones o de títulos convertibles en acciones.

En el caso de un aumento de capital mediante la emisión de nuevas acciones, los tenedores de ADS, de acciones ordinarias o preferidas tendrían, salvo en las circunstancias descriptas anteriormente, derechos preferentes de suscripción en relación con toda clase de acciones recientemente emitidas. Sin embargo, los tenedores de ADS no podrán ejercer derechos preferentes de suscripción en relación con acciones preferidas subyacentes a las ADS, a menos que se encuentre vigente una declaración de registro en virtud de la Ley de Títulos-Valores en relación con dichos derechos o esté disponible una exención de los requisitos de registro de la Ley de Títulos-Valores. Véase el Item 3. “Información Clave - Factores de Riesgo - Riesgos Relacionados con nuestras Acciones y Títulos de Deuda”.

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Rescate y Derechos de Retiro

La legislación brasileña establece que, en limitadas circunstancias, un accionista tiene derecho a retirar su participación accionaria de la Compañía y a recibir el pago de la porción del capital atribuible a su participación accionaria.

Este derecho de retiro puede ser ejercido por los tenedores de acciones ordinarias y preferidas afectadas en forma adversa en el caso que decidamos:

• crear acciones preferidas o aumentar las clases existentes de acciones preferidas, sin mantener las proporciones respecto de otras clases de acciones preferidas, salvo lo dispuesto u autorizado por nuestros Estatutos; o

• cambiar las preferencias, privilegios o condiciones de rescate o amortización de cualquier clase de acciones preferidas o crear una nueva clase de acciones preferidas con derecho a condiciones más favorables que las de las clases existentes.

Los titulares de acciones ordinarias pueden ejercer el derecho de retiro en el caso que decidamos:

• fusionarnos con otra compañía (por absorción o consolidación) sujeto a las condiciones establecidas por la Ley de Sociedades de Brasil; o

• participar de un grupo centralizado de compañías según lo establecido en la Ley de Sociedades de Brasil y sujeto a las condiciones establecidas en la misma.

El derecho de retiro también puede ser ejercido por los accionistas disidentes en el caso de que decidamos:

• reducir la distribución obligatoria de dividendos;

• modificar el objeto social de la Compañía;

• escindir una parte de nuestra empresa, sujeto a las condiciones establecidas en la Ley de Sociedades de Brasil;

• transferir todas nuestras acciones a otra empresa o incorporar acciones de otra empresa con el propósito de que la empresa cuyas acciones se transfieren se convierta en una subsidiaria totalmente controlada de nuestra empresa (incorporação de ações); o

• adquirir el control de otra compañía a un precio que exceda los límites establecidos por la Ley de Sociedades de Brasil, sujeto a las condiciones establecidas en dicha Ley.

El derecho de retiro también puede ejercerse en el caso de que una compañía resultante de una fusión, (incorporação de ações), según se describe anteriormente, o fusión por absorción o escisión de una sociedad que cotiza en bolsa no logre cotizar sus acciones dentro de un plazo de 120 días contado a partir de la Asamblea de Accionistas en la que se ha tomado tal decisión.

El rescate de acciones que resultara del ejercicio de dichos derechos de retiro debe realizarse sobre la base del valor libro por acción, determinado de acuerdo con el último balance aprobado por los accionistas de la Compañía. Sin embargo, en el caso de que una Asamblea de Accionistas en la que se decida disponer el ejercicio del derecho de rescate se celebre en una fecha posterior al plazo de 60 días contado a partir de la fecha del último balance aprobado, un accionista tendrá derecho a exigir que sus acciones sean valuadas sobre la base de un nuevo balance con fecha dentro de los 60 días contados a partir de dicha Asamblea de Accionistas. El derecho de retiro caduca 30 días después de la publicación del Acta de Asamblea de Accionistas que aprueba las medidas societarias descriptas anteriormente. Estamos autorizados a reconsiderar toda medida que de lugar a ejercer los derechos de

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retiro dentro de los 10 días siguientes a la caducidad de dichos derechos si el retiro de acciones de los accionistas disidentes perjudicara la estabilidad financiera de la Compañía.

Otros Derechos de los Accionistas

De acuerdo con la Ley de Sociedades de Brasil, ni los Estatutos de la Compañía ni las medidas adoptadas en una Asamblea General de Accionistas pueden privar a un accionista de derechos específicos, tales como:

• el derecho de participar en la distribución de utilidades;

• el derecho de participar, en forma equitativa y proporcional, de los activos residuales remanentes en caso de liquidación de la sociedad;

• el derecho de supervisar la gestión de los negocios de la sociedad según lo especificado en la Ley de Sociedades de Brasil;

• los derechos preferentes de suscripción en el caso de suscripción de acciones, debentures convertibles en acciones o bonos de suscripción (salvo con respecto a una oferta pública de dichos títulos, según se estableciera en los Estatutos); y

• el derecho de retiro en los casos especificados en la Ley de Sociedades de Brasil.

Liquidación

En el caso de liquidación, los titulares de acciones preferidas están autorizados a recibir, antes de que se realice una distribución a los titulares de acciones ordinarias, un monto equivalente al capital integrado en relación con las acciones preferidas.

Derechos de Conversión

De acuerdo con los Estatutos, las acciones ordinarias no son convertibles en acciones preferidas, y las acciones preferidas no son convertibles en acciones ordinarias.

Obligación de los Accionistas en relación con Futuros Requerimientos de Integración de Capital

El requerimiento de integración de capital no está contemplado en las leyes de Brasil ni en nuestro Estatuto social. La obligación de los accionistas de nuestra Compañía ante requerimientos de integración de capital se limita al pago del precio de emisión de las acciones suscriptas o adquiridas.

Forma y Transferencia

Las acciones de la Compañía están registradas en la forma de acciones escriturales y hemos contratado al Banco do Brasil para que realice la custodia y transferencia de acciones. A fin de efectuar la transferencia, el Banco do Brasil realiza un registro, debita la cuenta de acciones del transferente y acredita la cuenta de acciones del beneficiario de la transferencia.

Los accionistas podrán optar, a su exclusivo criterio, por mantener sus acciones a través de Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia o CBLC. Las acciones se ingresan al sistema CBLC a través de entidades brasileñas que tienen cuentas de compensación con el CBLC. El registro de accionistas de la Compañía indica cuáles acciones cotizan en el sistema CBLC. A la vez, cada accionista participante se registra en el registro de accionistas beneficiarios mantenido en el CBLC y tiene el mismo tratamiento que nuestros accionistas registrados.

Resolución de Controversias

Los Estatutos establecen la resolución obligatoria de controversias mediante arbitraje, de acuerdo con las normas de la Cámara de Arbitraje del Mercado (Câmara de Arbitragem do Mercado), en relación con disputas relacionadas con Petrobras, sus accionistas, funcionarios, consejeros y miembros de la Comisión Fiscalizadora y

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que involucren las disposiciones establecidas en la Ley de Sociedades de Brasil, los Estatutos, las normas del Consejo Monetario Nacional, el Banco Central de Brasil y el CVM u otra legislación del mercado de capitales, incluyendo las disposiciones de los acuerdos celebrados con bolsas de valores o entidades extrabursátiles registradas en el CVM, en relación con la adopción de prácticas de gobierno corporativo diferenciadas.

Sin embargo, las decisiones del gobierno brasileño ejercidas a través del voto en la Asamblea General de Accionistas no están sujetas a tal procedimiento de arbitraje, de acuerdo con el Artículo 238 de la Ley de Sociedades de Brasil.

Restricciones de Negociación

El accionista mayoritario de la Compañía, el gobierno brasileño, como así también los miembros de nuestro Consejero de Administración, Comité Ejecutivo y Comisión Fiscalizadora, de acuerdo con nuestros Estatutos, deberán:

• abstenerse de negociar con títulos de la Compañía, ya sea en el período de un mes anterior al cierre del ejercicio hasta la fecha de publicación de los estados contables, o durante el período que transcurra entre una decisión societaria para aumentar o reducir nuestro capital social, distribuir dividendos o acciones y emitir títulos y la fecha en la que se realicen las publicaciones respectivas; e

• informar a la Compañía y a la Bolsa de Valores sus planes de operaciones periódicas en relación con los títulos, si los hubiera, incluido todo cambio o incumplimiento en relación con dichos planes. Si la información está relacionada con un plan de inversión o desinversión, deberá incluir la frecuencia y las cantidades previstas.

Restricciones respecto de Titulares no Brasileños

Los titulares no brasileños no están sujetos a restricciones legales en relación con la titularidad de nuestras acciones ordinarias o preferidas o ADS que representan acciones ordinarias y preferidas y gozan de los derechos y preferencias de dichas acciones ordinarias o preferidas, según corresponda.

Sin embargo, la capacidad de convertir los pagos de dividendos y el producido de la venta de acciones ordinarias o preferidas o derechos preferentes de suscripción a moneda extranjera y de remitir dichos montos fuera de Brasil está sujeta a las restricciones impuestas por la legislación sobre inversiones extranjeras que, en general, exige, entre otras cosas, el registro de la inversión correspondiente en el Banco Central de Brasil. De todos modos, los tenedores no brasileños registrados en la CVM de acuerdo con la Resolución Nº 2.689 pueden comprar y vender títulos en la Bolsa de São Paulo sin obtener un certificado de registro separado para cada transacción.

Además, el Anexo III de la Resolución Nº 1.289 del Consejo Monetario Nacional, y su reforma denominada Reglamentaciones del Anexo III, permite a las empresas brasileñas emitir certificados de depósito en los mercados de divisas. Actualmente existe un programa de ADR respecto de nuestras acciones ordinarias y preferidas debidamente registradas ante el CVM y el Banco Central de Brasil. El producido de la venta de ADS por parte de titulares extranjeros no está sujeto a los controles brasileños sobre inversiones extranjeras.

Transferencia del Control

De acuerdo con la ley brasileña y los Estatutos de la Compañía, el gobierno brasileño debe ser titular de, al menos, la mayoría de nuestras acciones con derecho a voto. Por lo tanto, todo cambio en el control de Petrobras requerirá una modificación de la legislación aplicable.

Divulgación de la Titularidad del Accionista

Las normas brasileñas exigen que toda persona o grupo de personas que represente la misma participación, que haya adquirido o vendido directa o indirectamente una participación correspondiente a un 5% de la cantidad total de acciones de cualquier tipo o clase, deberá revelar la titularidad de las acciones o venta a la CVM y a la Bolsa de Valores de São Paulo. Además, deberá publicarse en los periódicos una declaración que contenga la información requerida. Todo aumento o reducción subsiguiente del 5% o más respecto de la

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titularidad de las acciones de cualquier tipo o clase debe ser revelado en forma similar.

Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo

Registro

PifCo es una empresa de responsabilidad limitada, exenta de impuestos, constituida en las Islas Caimán de acuerdo con la Ley de Sociedades, con las correspondientes modificaciones, y con registro número 76600. PifCo presentó y registró el Acta Constitutiva y los Estatutos ante el Funcionario de Registro de Sociedades el 24 de septiembre de 1997. La compañía adoptó un Acta Constitutiva y Estatutos modificados y actualizados en virtud de la resolución especial del único accionista de fecha 7 de mayo de 2007, y adoptó otra Acta Constitutiva y otros Estatutos modificados y actualizados en virtud de la resolución especial del único accionista de fecha 23 de febrero de 2008. PifCo fue inicialmente constituida con el nombre de Brasoil Finance Company, denominación que fue reemplazada mediante resolución especial de los accionistas de PifCo por Petrobras International Finance Company el 25 de septiembre de 1997. La última modificación del Acta Constitutiva y de los Estatutos de PifCo tuvo lugar el 23 de febrero de 2008, en relación con la reforma del objeto social de PifCo.

Objeto Social

El Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo otorgan a PifCo plenas facultades y autoridad para:

• realizar actividades de comercialización, venta, financiación, compra, almacenamiento y transporte de petróleo, gas natural y todos los demás hidrocarburos y productos derivados, incluso etanol y otros biocombustibles, como así también actividades de compra, venta, leasing y alquiler de plataformas, equipos y unidades de perforación utilizados en las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, y toda actividad relacionada con dichas operaciones;

• llevar a cabo en todas partes del mundo cualquiera de los objetos indicados precedentemente, por medio de la creación o suscripción de títulos valores o la adquisición de los mismos, en compañías, asociaciones, sociedades de personas o sociedades fiduciarias que se dediquen o lleven a cabo cualquiera de las actividades antes indicadas y ejercer el derecho a voto y todo otro derecho inherente a dichos títulos valores (incluyendo, sin carácter taxativo, liquidar o disolver dichas sociedades) y disponer de dichos títulos valores;

• adquirir, ser propietario de y disponer de títulos valores para fines de cobertura, inversión o fines especulativos y ejercer el derecho a voto y todo otro derecho inherente a dichos títulos valores; y

• tomar en préstamo u obtener fondos para cualquiera de los objetos de PifCo mencionados precedentemente y suscribir, librar, aceptar, endosar, otorgar y emitir pagarés, giros, letras de cambio, warrants, bonos, debentures y garantizar el pago de los mismos, y de los intereses sobre los mismos, mediante la constitución de garantías reales sobre los bienes de PifCo, ya sea de los que es propietario en ese momento o que pueda adquirir en el futuro y vender, constituir una prenda sobre dichos bonos o disponer de otra forma de los mismos o de otras obligaciones de PifCo a los fines del objeto social.

De acuerdo con la legislación de las Islas Caimán, PifCo no puede realizar actividades comerciales en las Islas Caimán salvo cuando sean a modo de soporte a las actividades llevadas a cabo fuera de las Islas Caimán.

Consejeros

Los Consejeros pueden votar una propuesta, acuerdo o contrato en relación con la/el cual tengan intereses. Sin embargo, estos consejeros deben declarar en la reunión de Consejero de Administración la naturaleza de sus intereses en dicha propuesta, acuerdo o contrato. Si estos consejeros declaran tener intereses, sus votos se tendrán en cuenta para constituir el quórum de dicha reunión.

Los Consejeros pueden, en nombre de PifCo, ejercer la facultad de tomar préstamos, emitir títulos de deuda e hipotecar o gravar emprendimientos o bienes de PifCo y serán generalmente responsables de la gestión y administración diarias.

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No se exige que los Consejeros sean titulares de acciones.

Derechos y Obligaciones de los Accionistas

Dividendos

Los accionistas pueden declarar dividendos en una Asamblea General, pero los dividendos no pueden exceder el monto recomendado por los consejeros. Los consejeros pueden pagar a los accionistas dividendos parciales y pueden, antes de recomendar un dividendo, constituir reservas a partir de las utilidades. Los consejeros pueden invertir dichas reservas a su criterio o utilizarlas en los negocios de PifCo.

Los dividendos pueden pagarse en efectivo o en especie pero sólo podrán pagarse de las utilidades o, sujeto a determinadas restricciones impuestas por la legislación de las Islas Caimán, de una cuenta de primas de emisión.

Derecho a Voto

En una Asamblea General los votos podrán emitirse a mano alzada o por número de acciones (si así lo solicita/n uno o más miembros presentes en persona o por apoderado con derecho a voto con anterioridad o en el momento de la declaración del resultado de la votación a mano alzada). En la votación a mano alzada, cada accionista o accionista representado por apoderado tiene un voto. En la votación por número de acciones, cada accionista o accionista representado por apoderado tiene un voto por cada acción de la que es titular.

Los consejeros se designan mediante resoluciones ordinarias adoptadas por los accionistas en Asambleas Generales o por resolución del Consejero de Administración. Los accionistas no están autorizados a votar en una Asamblea General a menos que se hayan realizado las integraciones de capital o abonado otros montos en relación con sus acciones. En lugar de votar una decisión en una Asamblea General, los accionistas con derecho a voto sobre dicha decisión podrán adoptarla mediante la firma de una resolución escrita.

Rescate

PifCo podrá emitir acciones, que sean rescatables por PifCo o por sus accionistas, en virtud de las condiciones y en la forma que determinen los Consejeros antes de la emisión de las mismas. PifCo podrá recomprar sus propias acciones de acuerdo con los términos y en la forma que los Consejeros determinen y acuerden con el accionista correspondiente.

Derechos de los Accionistas en caso de Liquidación

En el caso de liquidación de PifCo, el liquidador podrá (mediante resolución ordinaria adoptada por los accionistas):

• determinar el valor justo de los activos de PifCo, dividirlos en todo o en parte entre los accionistas y determinar la forma en la que se dividirán dichos activos entre los accionistas o clases de accionistas; y

• transferir la totalidad o una parte de los activos de PifCo a fiduciarios.

Los accionistas no estarán obligados a aceptar títulos sobre los cuales exista una obligación.

Requerimiento de Integración de Capital

Los consejeros podrán exigir a los accionistas la integración de capital aún no integrado en relación con sus acciones (previa notificación a dicho accionista con una antelación mínima de catorce días en la que se especifique la fecha o fechas de integración). Cada accionista deberá pagar a la Compañía los montos exigibles con respecto a dichas acciones.

Modificación de los Derechos de los Accionistas

Los accionistas podrán modificar los derechos inherentes a sus clases de acciones mediante:

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• la obtención del consentimiento escrito de dos tercios de los accionistas de dicha clase; o

• la adopción de una resolución especial en la Asamblea de Accionistas de dicha clase.

No se especifican en los Estatutos limitaciones generales respecto a los derechos de titularidad de acciones.

Asambleas Generales

Una asamblea general puede ser convocada:

• por los consejeros en cualquier momento; o

• por dos accionistas titulares de no menos de un 10% del capital accionario con derecho a voto integrado de PifCo, mediante solicitud escrita.

La convocatoria se envía a todos los accionistas.

Todos los asuntos tratados en la Asamblea General se considerarán asuntos especiales excepto:

• la declaración de dividendos;

• la consideración de los estados contables, balances e informes regulares de los consejeros y auditores;

• la designación y remoción de consejeros; y

• la determinación de la remuneración de los auditores.

Para tratar asuntos especiales en una asamblea se requerirá el consentimiento unánime de los accionistas a menos que en la convocatoria se notifique el asunto especial a tratar. La asamblea podrá sesionar cuando se haya constituido el quórum de accionistas. El quórum se constituirá mediante la presencia de uno o más accionistas titulares de, como mínimo, una mayoría de las acciones de PifCo presentes en persona o representados por apoderado.

La legislación de las Islas Caimán no establece requerimiento alguno para convocar una asamblea anual o general de accionistas. Los consejeros pueden designar una asamblea general de accionistas como una asamblea general anual.

Responsabilidad de los Accionistas

En circunstancias normales, la responsabilidad de los accionistas de PifCo se limitará al monto que dicho accionista haya acordado pagar en relación con la suscripción de sus acciones.

Cambios en el Capital

PifCo podrá aumentar su capital accionario autorizado mediante resolución ordinaria. Las nuevas acciones estarán sujetas a las disposiciones a las cuales están sujetas las acciones originales.

PifCo podrá también mediante resolución ordinaria:

• consolidar y dividir todo o parte del capital accionario en acciones de un monto mayor que el de las acciones existentes;

• convertir la totalidad o parte de las acciones integradas en capital y reconvertir ese capital en acciones integradas de cualquier denominación;

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• dividir las acciones existentes en acciones de un monto inferior, sujeto a las disposiciones del Artículo 13 de la Ley de Sociedades; y

• cancelar acciones que, a la fecha de adoptar la resolución, no pertenezcan a ninguna persona, ni exista acuerdo en tal sentido, y reducir el monto de su capital accionario por el monto de las acciones canceladas.

PifCo podrá reducir su capital accionario y las reservas para rescate de capital mediante una resolución extraordinaria de acuerdo con las disposiciones correspondientes contenidas en la legislación de las Islas Caimán.

Indemnización

Se indemnizará a los consejeros y ejecutivos de PifCo con los activos y fondos de la misma en relación con las acciones, procesos, costos, gravámenes, gastos, pérdidas, daños u obligaciones en los que incurrieran o a los que se encontraran sujetos en relación con la actividad comercial o asuntos de PifCo en la ejecución o cumplimiento de sus respectivos deberes, facultades o discreciones. De acuerdo con el Acta Constitutiva de PifCo, los consejeros y ejecutivos se encuentran exentos de toda responsabilidad frente a PifCo, salvo en el caso de pérdidas como consecuencia de la deshonestidad de dicha parte.

Contabilidad

La contabilidad relacionada con los asuntos de PifCo se llevará y se auditará según lo determinen eventualmente los consejeros. Sin embargo, no existe requerimiento alguno en virtud de la legislación de las Islas Caimán de auditar la contabilidad de PifCo.

Reforma del Acta Constitutiva y de los Estatutos

PifCo podrá, mediante resolución extraordinaria de los accionistas, reformar el Acta Constitutiva y los Estatutos.

Transferencia a Otra Jurisdicción

PifCo podrá, mediante resolución extraordinaria de los accionistas, realizar transferencias fuera de las Islas Caimán a cualquier jurisdicción que permita dicha transferencia.

Contratos Significativos

Petrobras

Contrato de Cesión

El 3 de septiembre de 2010 Petrobras celebró un contrato con el gobierno federal de Brasil en virtud del cual el gobierno cedió a Petrobras el derecho a realizar actividades de exploración y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en áreas específicas anteriores al estrato de sal, sujeto a una producción máxima de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente. El Contrato de Cesión se celebró en virtud de disposiciones específicas de la Ley N° 12.276. El borrador del Contrato de Cesión fue aprobado por el Consejo de Administración de Petrobras el 1° de septiembre de 2010 y por el CNPE (Consejo Nacional de Política Energética) el 1° de septiembre de 2010, luego de una negociación entre Petrobras y el gobierno federal de Brasil basada en informes de profesionales independientes obtenidos por Petrobras y la ANP de acuerdo con un procedimiento de valuación exigido en virtud de la Ley N° 12.276.

Términos y Condiciones Básicos

Objeto. En virtud del Contrato de Cesión, Petrobras pagó un precio inicial de contrato por el derecho a realizar actividades de exploración y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en áreas específicas anteriores al estrato de sal, sujeto a una producción máxima de cinco mil millones de petróleo equivalente. Aunque el Contrato de Cesión otorga a Petrobras determinados derechos similares a los de una

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concesión, el Contrato de Cesión constituye un régimen específico de exploración y producción, y no una concesión en virtud de la legislación brasileña.

Area Cubierta. El Contrato de Cesión abarca seis bloques firmes más un bloque contingente, ubicados en las áreas anteriores al estrato de sal e identificados en el Contrato de Cesión. Estos bloques están ubicados en la Cuenca Santos y tienen características geológicas previstas similares a las de los descubrimientos realizados en otras zonas del área anterior al estrato de sal.

Supervisión e Inspección. La ANP tiene autoridad regulatoria y derechos de inspección en relación con las actividades de Petrobras en las áreas sujetas al Contrato de Cesión, así como también en relación con el cumplimiento del Contrato de Cesión por parte de Petrobras.

Costos y Riesgos. Petrobras realizará todas las actividades de exploración, desarrollo y producción en virtud del Contrato de Cesión por su exclusiva cuenta y riesgo.

Precio

El precio inicial del contrato en relación con nuestros derechos en virtud del Contrato de Cesión fue R$74.807.616.407, equivalente a U$S42.533.327.500 al 1° de septiembre de 2010. Conforme a lo dispuesto en la Ley N° 12.276, el precio del contrato fue determinado por medio de negociaciones entre Petrobras y el gobierno federal de Brasil, en base a los informes de profesionales independientes obtenidos por Petrobras y la ANP, que tomaron en cuenta una serie de factores, incluyendo condiciones de mercado, precios vigentes del petróleo y costos de la industria.

Hemos utilizado parte de los fondos provenientes de la venta de acciones en la oferta global para el pago del precio inicial del contrato, incluyendo la utilización de LFT (Letras del Tesoro Nacional) que recibimos del gobierno federal de Brasil en la oferta global. Las LFT se valuaron al mismo precio al cual se valuaron a los fines de la oferta global.

El Contrato de Cesión establece los siguientes precios y volúmenes iniciales para cada bloque:

EVALUACIONES INICIALES

Volumen Precio Valor

(en millones de boe) (U$S/boe) (U$S) Bloque 1 Florim 467 9,0094 4.207.389.800 Bloque 2 Franco 3.058 9,0400 2.644.320.000 Bloque 3 Guará Sur 319 7,9427 2.533.721.300 Bloque 4 Iara Adyacente 600 5,8157 3.489.420.000 Bloque 5 Tupi Sur 128 7,8531 1.005.196.800 Bloque 6 Tupi Nordeste 428 8,5357 3.653.279.600 Bloque 7 (bloque contingente) Peroba — — —

Precio Inicial del Contrato de Cesión 42.533.327.500

Duración

El plazo de duración del Contrato de Cesión es de 40 años, que puede ampliarse por cinco años adicionales, a nuestra solicitud, en caso de (i) fuerza mayor, (ii) demora en la obtención de licencias ambientales aplicables, siempre que dicha demora se atribuya exclusivamente a la autoridad ambiental pertinente, (iii) suspensión de las actividades por determinación de la ANP, o (iv) cambios en las condiciones geológicas previstas para cada área. La ampliación del plazo solo será aplicable a áreas en las cuales la ANP identifica el acaecimiento

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de uno de los supuestos especificados precedentemente. La ANP tendrá en cuenta el período de la demora ocurrida para determinar la duración de la ampliación, sujeto al límite de cinco años indicado precedentemente. Asimismo, la duración del Contrato de Cesión está sujeta al proceso de revisión.

Area Contingente

Petrobras puede solicitar al gobierno federal de Brasil que le otorgue el derecho a realizar las actividades dispuestas en el programa de exploración obligatorio en el bloque contingente dentro de los cuatro años contados a partir de la fecha del Contrato de Cesión, y siempre que se pruebe, en base a las mejores prácticas de la industria del petróleo y del gas, que el volumen total recuperable en los demás bloques es inferior al volumen máximo dispuesto inicialmente en el Contrato de Cesión.

Las actividades establecidas en el programa de exploración obligatorio para el bloque contingente deben realizarse dentro del plazo de la fase de exploración. Si en algún momento Petrobras o el gobierno federal de Brasil identifican la posibilidad de producir el volumen máximo dispuesto inicialmente en el Contrato de Cesión en los demás bloques, Petrobras deberá devolver el bloque contingente al gobierno federal de Brasil en forma inmediata.

Revisión

El Contrato de Cesión está sujeto a un proceso de revisión. Notificaremos al gobierno federal de Brasil y a la ANP diez meses antes de la fecha prevista para la declaración de viabilidad comercial de cada área cubierta por el contrato, con el fin de iniciar el proceso de revisión, que comenzará inmediatamente después de la declaración de viabilidad comercial de cada yacimiento en cada uno de los bloques. El proceso de revisión concluirá al emitirse la última declaración de viabilidad comercial, en base a los precios y volúmenes revisados de cada área, en relación con todas las áreas sujetas al Contrato de Cesión. El área contingente también estará sujeta al proceso de revisión.

La conclusión del proceso de revisión podrá dar lugar a la renegociación del precio del contrato, el volumen máximo de producción de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente, la duración y los niveles mínimos de bienes y servicios a adquirirse a proveedores brasileños.

Si el precio revisado del contrato es superior al precio inicial del contrato, Petrobras y el gobierno federal de Brasil podrán acordar una o más de las siguientes opciones de pago: (i) un pago a ser realizado por Petrobras, en efectivo o en LFT, al gobierno federal de Brasil por un monto equivalente a la diferencia entre el precio revisado del contrato (resultante del proceso de revisión) y el precio inicial del contrato; o (ii) una reducción del volumen máximo de producción de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente, en cuyo caso Petrobras podrá acordar devolver una o más de las áreas cubiertas por el Contrato de Cesión. Si el precio revisado del contrato es inferior al precio inicial del contrato, entonces el gobierno federal de Brasil pagará a Petrobras en efectivo, LFT, títulos valores emitidos por Petrobras o a través de otros medios convenidos por ambas partes, la diferencia entre el precio revisado del contrato y el precio inicial del contrato. En cualquiera de los casos, la diferencia entre el precio revisado del contrato y el precio inicial del contrato en dólares estadounidenses se convertirá a reales, a la tasa de cambio promedio PTAX para la compra de dólares publicada por el Banco Central de Brasil para los 30 días previos a la revisión de cada área y se ajustará por la tasa de interés del Sistema Especial de Liquidación y Custodia de Brasil, o tasa SELIC, hasta la fecha de pago. Los pagos deben realizarse dentro de los tres años de finalizado el proceso de revisión.

El proceso de revisión se basará en informes de profesionales independientes a ser contratados por Petrobras y la ANP. El proceso de revisión tendrá en cuenta los siguientes factores:

• Fecha de Referencia: la fecha de los informes obtenidos por Petrobras y la ANP a los fines de negociar el precio inicial del contrato;

• Tasa de Descuento: una tasa de descuento del 8,83% anual;

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• Precio de Referencia del Petróleo: será equivalente al precio de comercialización promedio del mes anterior a la fecha de revisión (Crudo Liviano West Texas Intermediate — WTI), en U$S/barril, publicado por la New York Mercantile Exchange, NYMEX, con el código “CL,” para contratos de futuros con vencimiento a dieciocho meses, menos la diferencia en relación con el petróleo crudo Brent. La diferencia con el petróleo crudo Brent (el precio del WTI menos el precio del Brent) se calculará utilizando los promedios anuales de las proyecciones mensuales indicadas en los últimos informes publicados de Pira Energy Group (disponibles en su sitio Web mediante el pago de un arancel) correspondientes al año siguiente a la revisión, o, en caso de no estar disponibles, una proyección comparable publicada por una entidad internacional de reconocido prestigio en la industria del petróleo y el gas natural. Para cada área sujeta al Contrato de Cesión, el cálculo de la diferencia del precio del barril de petróleo equivalente aplicable a cada área en relación con el petróleo crudo Brent se basará en los últimos datos de caracterización de fluidos disponibles a la fecha de revisión y se realizará de acuerdo con la metodología especificada en la Reglamentación N° 206/2000 de la ANP;

• Precio de Referencia del Gas Natural en U$S/MMBtu: el precio de referencia del gas natural es equivalente al precio en el mercado de referencia (PMR) menos cuotas en relación con las tarifas de transporte (TTr), tarifas de procesamiento (TP), tarifas de transferencia (TT) y gastos de venta (DC), de acuerdo con la siguiente fórmula: PRGN = PMR - (TTr + TP + TT + DC), donde:

o El precio en el mercado de referencia (PMR) en U$S/MMBtu es el precio de venta promedio de gas natural local en los doce meses previos a la fecha de revisión, ponderado por volumen, compatible con nuestras prácticas de compromisos en firme con el mercado no termoeléctrico en los Estados de Rio de Janeiro y São Paulo.

o Tarifas de transporte (TTr) en U$S/MMBtu son las tarifas contractuales de los gasoductos utilizados para transportar gas natural entre nuestras plantas de procesamiento y los puntos de entrega, según el siguiente detalle: TTr = ∑ TTr (n), donde TTr (n) es equivalente a las tarifas de transporte del gasoducto n.

o Las tarifas de procesamiento (TP) en U$S/MMBtu se basan en el costo de procesar gas natural de secciones anteriores al estrato de sal, en nuestra terminal Cabiúnas en Macaé, Estado de Rio de Janeiro, considerando los ingresos por comercialización de los hidrocarburos líquidos que resultarán del procesamiento de gas natural.

o Las tarifas de transferencia (TT) en U$S/MMBtu se basan en el costo de transferir gas natural proveniente de las áreas anteriores al estrato de sal desde nuestras unidades de producción a la terminal Cabiúnas.

o Los gastos de venta (DC) en U$S/MMBtu corresponden a los costos incurridos en la comercialización de gas natural, que incluyen, entre otros, la preparación y gestión de contratos de comercialización de gas natural, costos de logística relacionados con el abastecimiento de gas natural y costos de facturación.

o Los cálculos de las tarifas de procesamiento y transferencia se basarán en información auditada de la que disponemos en relación con proyectos equivalentes que comprenden el procesamiento y la transferencia de gas natural proveniente de secciones anteriores al estrato de sal. Los cálculos de los costos de venta se basarán en información auditada de la que disponemos en relación con la comercialización de gas natural.

• Impuestos: los impuestos aplicables serán los impuestos brasileños aplicables a yacimientos sujetos al Contrato de Cesión, vigentes durante el período de revisión;

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Costos:

o Para operaciones entre la fecha de celebración del Contrato de Cesión y la fecha de revisión, el costo será el costo real incurrido por Petrobras, en U$S, en forma individual en relación con cada área sujeta al Contrato de Cesión, siempre que hayan sido auditados y sean compatibles con las prácticas habituales de mercado.

o Costos de inversión y operativos, y los costos futuros adicionales se estimarán de acuerdo con las mejores prácticas de la industria del petróleo, teniendo en cuenta el entorno operativo, y en base a los precios de mercado establecidos para cada bien o servicio en la fecha de revisión.

o Locación y Arrendamiento: en caso de ser aplicables, se considerarán de acuerdo con las mejores prácticas de la industria del petróleo, en relación con activos de producción incluyendo, sin carácter taxativo, unidades de producción y equipos submarinos. Los pagos por locación y arrendamiento se calcularán en base a las tarifas diarias establecidas en los últimos contratos de locación y arrendamiento de Unidades Estacionarias de Producción que tienen un valor de mercado equivalente (CAPEX). Los impuestos adeudados por el giro de pagos por locación y arrendamiento se sumarán a los pagos de locación y arrendamiento.

o Los costos de inversión, costos operativos y gastos adicionales se calcularán en dólares estadounidenses; y

• Tasa de cambio: la tasa de cambio a aplicarse en conversiones de dólares a reales será la tasa de cambio promedio PTAX para la compra de dólares (calculada por el Banco Central de Brasil) para los 30 días inmediatamente precedentes al pago.

Fases

Petrobras implementará lo establecido en el Contrato de Cesión en dos fases:

• Fase de exploración. Esta fase comprende la evaluación para determinar la viabilidad comercial de los descubrimientos de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos. La fase de exploración comienza en la fecha de celebración del Contrato de Cesión y finaliza con la declaración de viabilidad comercial de cada reservorio descubierto en cada área cubierta por el Contrato de Cesión. Petrobras tendrá un plazo de cuatro años, que podrá prorrogarse por un período adicional de dos años, para cumplir con el programa de trabajos obligatorio y otras actividades aprobadas por la ANP conforme lo dispuesto en el Contrato de Cesión. Si Petrobras descubre petróleo y decide evaluar dicho descubrimiento, debe emitir un aviso de descubrimiento a la ANP. Al finalizar el programa de trabajos obligatorio en cada bloque, Petrobras puede notificar a la ANP por escrito que concluye la fase de exploración mediante la emisión de una declaración de viabilidad comercial de cada reservorio dentro de un determinado bloque o que no se han realizado descubrimientos que justificarían el desarrollo de un determinado bloque.

• Fase de producción. La fase de producción comienza en la fecha en que Petrobras entrega la declaración de viabilidad comercial a la ANP, y finaliza con la extinción del Contrato de Cesión. Comprende un período de desarrollo, durante el cual realizaremos actividades conforme a un plan de desarrollo aprobado por la ANP. Luego del período de desarrollo, podremos comenzar la producción conforme a una notificación enviada a la ANP.

Programa de Exploración Obligatorio

Durante la fase de exploración, Petrobras debe implementar un programa de trabajos obligatorio, conforme lo especificado en un anexo del Contrato de Cesión. Petrobras puede realizar otras actividades no

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incluidas en el alcance del programa de trabajos obligatorio, siempre que dichas actividades sean aprobadas por la ANP.

La ANP aplicará multas a Petrobras por demoras en el cumplimiento del programa de exploración obligatorio. Si la demora es inferior a 24 meses, la multa corresponderá a la cantidad de actividades no realizadas, proporcional a la cantidad de días pendientes. Si la demora supera los 24 meses, entonces la multa será equivalente al doble de la cantidad de actividades del programa de exploración obligatorio para el bloque en cuestión.

Reasignación de Volúmenes

El gobierno federal de Brasil y Petrobras pueden negociar la reasignación del volumen de petróleo y gas natural originalmente asignado a cada bloque, observando el precio del barril de petróleo equivalente aplicable a cada área, en los siguientes escenarios: (i) la autoridad ambiental pertinente no otorga una licencia permanente para la realización de actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural en un determinado bloque o yacimiento, o (ii) la producción del volumen asignado a un bloque no es viable conforme a las mejores prácticas de la industria del petróleo debido a las características geológicas de los reservorios, observando los parámetros económicos establecidos en el proceso de revisión (según se analiza a continuación).

Una vez realizadas las reasignaciones, la cantidad de barriles de petróleo equivalente a producirse en el nuevo bloque será equivalente a la multiplicación de (i) la cantidad de barriles de petróleo equivalente que se reasignaron del bloque original al nuevo bloque y (ii) el valor del barril de petróleo equivalente en el bloque original, dividido por el valor del barril de petróleo equivalente en el nuevo bloque.

Si no es posible reasignar la totalidad de los volúmenes de petróleo y gas natural no producidos por Petrobras, el procedimiento de reasignación se realizará en forma parcial, y el gobierno federal de Brasil pagará a Petrobras el monto resultante de la multiplicación del volumen no sujeto a la reasignación por el valor del barril en el bloque al cual se realizó la reasignación. Este monto en dólares se convertirá a reales utilizando la tasa de cambio promedio PTAX para la compra de dólares estadounidenses correspondiente a los 30 días anteriores a la fecha del proceso de reasignación de dicho bloque, y se ajustará a la tasa SELIC durante el período comprendido entre la fecha del proceso de reasignación de dicho bloque y la fecha de pago por parte del gobierno federal de Brasil.

Si se determina que no es posible reasignar volúmenes de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos conforme se describe precedentemente, el gobierno federal de Brasil reembolsará a Petrobras un monto equivalente al volumen total de barriles de petróleo equivalente no producido multiplicado por el precio en dólares del barril de petróleo equivalente aplicable al bloque pertinente, convertido en reales utilizando la tasa de cambio promedio PTAX para la compra de dólares estadounidenses correspondiente a los 30 días previos a la fecha del proceso de reasignación, y ajustado por la tasa SELIC desde la fecha del proceso de reasignación de dicho bloque hasta la fecha de pago por parte del gobierno federal de Brasil.

La forma y las condiciones de pago del reembolso en cada caso serán negociadas por Petrobras y el gobierno federal de Brasil. Los pagos se realizarán dentro de los tres años contados a partir de la finalización del proceso de reasignación.

Unificación

Un reservorio cubierto por un bloque asignado a Petrobras en el Contrato de Cesión puede extenderse a áreas adyacentes fuera de dicho bloque. En dicho caso, debemos notificar a la ANP inmediatamente después de identificar la extensión y no podremos realizar las actividades de exploración y producción dentro de dicho bloque hasta que hayamos negociado un contrato de unificación con el tercero concesionario o contratista sujeto a un régimen diferente de exploración y producción que tiene derechos sobre dichas áreas adyacentes. La ANP informará a dicho tercero que debemos negociar un “Contrato de Unificación”. Si el área adyacente no está sujeta a una concesión, el gobierno federal de Brasil designará un representante para negociar con Petrobras.

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Si las partes no pueden llegar a un acuerdo dentro del plazo establecido por la ANP, la agencia determinará los términos y condiciones relativos a dicha unificación, en base a un informe de un profesional, y también notificará dicha determinación a Petrobras y al tercero o al representante del gobierno federal de Brasil, según corresponda. Hasta que la ANP apruebe el contrato de unificación, las operaciones relativas al desarrollo de dicho reservorio deben permanecer suspendidas, salvo autorización en contrario de la ANP. La negativa por parte de Petrobras de celebrar el contrato de unificación implicará la devolución al gobierno federal de Brasil del área sujeta al proceso de unificación.

Licencias, Autorizaciones y Permisos

Petrobras debe obtener todas las licencias, autorizaciones, permisos y derechos exigidos por la ley aplicable, conforme lo determinado por los organismos pertinentes o en base a los derechos de terceros contemplados o no en el Contrato de Cesión, que sean necesarios para realizar las operaciones en virtud del Contrato de Cesión.

Medio Ambiente

Petrobras debe preservar el medio ambiente y proteger el ecosistema en el área sujeta al Contrato de Cesión, con el fin de evitar daños y pérdidas a la fauna, flora y recursos naturales, y será responsable de todos los daños originados por sus operaciones, incluyendo medidas de saneamiento en el caso de daños al medio ambiente.

Contenido brasileño

En virtud del Contrato de Cesión Petrobras debe adquirir un nivel mínimo de bienes y servicios a proveedores brasileños y proporcionar iguales condiciones para que dichos proveedores compitan con compañías extranjeras en relación con la venta de bienes y servicios. El requisito mínimo de contenido brasileño se indica en el Contrato de Cesión y especifica determinados equipos, bienes y servicios, así como diferentes niveles de requisitos de contenido de acuerdo con las diferentes fases y períodos del Contrato de Cesión. El umbral de contenido brasileño es 37% para la fase de exploración. Para el período de desarrollo, es (i) 55% para los períodos de desarrollo que comienzan la producción antes de 2016, (ii) 58% para los períodos de desarrollo que comienzan la producción entre 2017 y 2019, y (iii) 65% para los períodos de desarrollo que comienzan la producción en 2020. A pesar de los porcentajes mínimos establecidos para cada plazo de los períodos de desarrollo, el porcentaje global promedio de contenido brasileño en el período de desarrollo será de por lo menos 65%. Si Petrobras no cumple con las obligaciones de contenido brasileño, podrá ser objeto de multas específicas aplicadas por la ANP.

Regalías y gastos relacionados con Investigación y Desarrollo

Una vez iniciada la producción comercial en cada yacimiento, Petrobras deberá pagar regalías mensuales por un monto equivalente al 10% de la producción de petróleo y gas natural. Petrobras también debe invertir 0,5% de los ingresos brutos anuales provenientes de la producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en virtud del Contrato de Cesión en actividades de investigación y desarrollo relacionadas con cuestiones energéticas y ambientales que se llevan a cabo en universidades y entidades nacionales de investigación y desarrollo técnico, ya sean públicas o privadas, previamente inscriptas en la ANP a tal fin.

Disposiciones Adicionales

• Petrobras no cederá sus derechos en virtud del Contrato de Cesión.

• El incumplimiento del Contrato de Cesión o de las reglamentaciones de la ANP causado por Petrobras podrá dar lugar a sanciones y multas administrativas a cargo de la ANP, de acuerdo con la legislación aplicable y los términos y condiciones de este Contrato de Cesión, y respetando el debido proceso legal.

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• Si la ANP considera que el incumplimiento del Contrato de Cesión por parte de Petrobras no es significativo, intencional, ni resulta de negligencia o imprudencia, o se comprueba que trabajamos en forma diligente para subsanar dicho incumplimiento, la ANP podrá, en lugar de rescindir el Contrato de Cesión, aplicar las sanciones mencionadas precedentemente.

• El Contrato de Cesión se extinguirá (i) al alcanzar la producción del volumen máximo de barriles de petróleo equivalente especificado en el Contrato de Cesión, (ii) al extinguirse el plazo, o (iii) a solicitud de la ANP, cuando Petrobras no cumpla con el período para subsanar el incumplimiento establecido por la ANP en relación con el incumplimiento de una obligación que resulta ser relevante para continuar con las operaciones en cada bloque. Dicho período para subsanar el incumplimiento no puede ser inferior a 90 días, excepto en casos de extrema emergencia.

• Sólo se eximirá al gobierno federal de Brasil y a Petrobras de la realización de las actividades establecidas en el Contrato de Cesión en casos de fuerza mayor, que incluyen, sin carácter taxativo, demoras en la obtención de una licencia ambiental, siempre que dicha demora se atribuya exclusivamente a la autoridad ambiental pertinente.

• El Contrato de Cesión está sujeto a las leyes de Brasil.

• El gobierno federal de Brasil y Petrobras realizarán todos los esfuerzos necesarios para resolver toda controversia en forma amigable. En caso de no lograrlo, podrán someter dicha controversia a arbitraje ante la Procuradoría Federal de Brasil (Advocacia-Geral da União Federal), que podrá basarse en la opinión de profesionales independientes para abordar cuestiones técnicas, o iniciar una acción legal en el Tribunal Federal con sede en Brasilia, Brasil.

Para obtener información adicional sobre otros contratos significativos de Petrobras, véase el Item 4. “Información sobre la Compañía” y el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras”.

PifCo

Para obtener información sobre los contratos significativos de PifCo, véase el Item 4. “Información sobre la Compañía” y el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras”.

Las declaraciones presentadas en este informe anual en relación con el contenido de un contrato u otro documento no son necesariamente completas y, cuando dicho contrato u otro documento fuera un anexo de este informe, cada una de las declaraciones se encontrará condicionada en todos los aspectos por las disposiciones de tal contrato o tal otro documento.

Controles de Divisas - Petrobras

No existen restricciones en cuanto a la titularidad de acciones ordinarias o preferidas por personas físicas o jurídicas con domicilio fuera de Brasil.

El derecho de convertir el pago de dividendos y el producido de la venta de acciones a moneda extranjera y remitir dichos montos al extranjero, puede estar sujeto a restricciones impuestas por la legislación sobre inversiones extranjeras, que generalmente exige, entre otras cosas, que las inversiones se registren en el Banco Central de Brasil. Si se impusieran restricciones al envío de capital extranjero al exterior, ello podría dificultar o impedir que Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia (CBLC), en carácter de custodio de las acciones ordinarias y preferidas representadas por American Depositary Shares, o los accionistas registrados que hayan canjeado American Depositary Shares por acciones ordinarias o preferidas, conviertan los dividendos, las distribuciones o el producido de la venta de tales acciones ordinarias o preferidas, según corresponda, a dólares estadounidenses y envíen los mismos al exterior.

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Los inversores extranjeros pueden registrar su inversión de conformidad con la Ley Nº 4.131 del 3 de septiembre de 1962 o la Resolución Nº 2.689. El registro según la Resolución Nº 2.689 permite un tratamiento de impuestos favorable para los inversores extranjeros no residentes en paraísos fiscales, según lo define la legislación tributaria brasileña. Véase “Impuestos relativos a nuestras ADS y Acciones Ordinarias y Preferidas — Consideraciones sobre Impuestos Brasileños.”

Según la Resolución Nº 2.689, los inversores extranjeros pueden invertir en prácticamente todo tipo de activo financiero y participar en casi todas las transacciones disponibles en los mercados financieros y de capitales de Brasil, siempre que se cumplan determinadas condiciones. De acuerdo con la Resolución Nº 2.689, la definición de inversor extranjero incluye a personas físicas y jurídicas, a fondos comunes de inversión y a otras entidades de inversión colectiva, domiciliados o con casa matriz en el exterior.

Según la Resolución Nº 2.689, un inversor extranjero debe:

• designar al menos un representante en Brasil con facultades para tomar decisiones relacionadas con su inversión;

• designar en Brasil un custodio autorizado en relación con su inversión;

• registrarse como inversor extranjero en la CVM; y

• registrar su inversión extranjera en el Banco Central de Brasil.

Los títulos y otros activos financieros pertenecientes a un inversor conforme a la Resolución Nº 2.689 deben registrarse o mantenerse en cuentas de depósito o bajo custodia de una entidad debidamente habilitada por el Banco Central de Brasil o por la CVM. Además, toda transferencia de títulos pertenecientes a un inversor conforme a la Resolución Nº 2.689 debe realizarse en bolsas de valores o en mercados extrabursátiles habilitados por la CVM, con excepción de las transferencias resultantes de una reorganización societaria o determinadas por ley o por testamento, tras la muerte de un inversor.

Los tenedores de American Depositary Shares que no hayan registrado su inversión en el Banco Central de Brasil podrían verse afectados negativamente por demoras en la aprobación gubernamental o denegación de la misma en relación con la conversión de los pagos efectuados en reales y el giro al exterior de los montos convertidos.

Las Reglamentaciones del Anexo III disponen la emisión de certificados de depósito en mercados extranjeros en relación con las acciones de emisores brasileños. El depositario de las ADS ha obtenido del Banco Central de Brasil un certificado electrónico de registro en relación con nuestro programa de ADR vigente. De conformidad con el registro, el custodio y el depositario podrán convertir dividendos y otras distribuciones relacionadas con las acciones representadas por las ADS a moneda extranjera y girar el producido al exterior. Luego del cierre de una oferta internacional, el certificado electrónico de registro será modificado por el depositario en relación con las ADS vendidas en la oferta internacional y será conservado por el custodio brasileño en relación con las acciones pertinentes en nombre del depositario.

En caso de que un tenedor de ADS canjee las ADS por las acciones subyacentes, el registro electrónico tendrá validez durante 5 días hábiles después de la transacción. De allí en más, a menos que las acciones pertenezcan a un inversor debidamente registrado de conformidad con la Resolución Nº 2.689, o que el tenedor de las acciones pertinentes solicite y obtenga un nuevo certificado de registro del Banco Central de Brasil, el titular no podrá convertir en moneda extranjera el producido de la venta o las distribuciones de las acciones pertinentes y girar los fondos al exterior y si el tenedor de acciones no estuviera registrado de acuerdo con la Resolución Nº 2.689, estará sujeto a un tratamiento impositivo menos favorable que el de un tenedor de ADS. Además, si el inversor extranjero reside en jurisdicción de un paraíso fiscal, estará sujeto a un tratamiento impositivo menos favorable. Véase el Item 3. “Información Clave - Factores de Riesgo - Riesgos relacionados con nuestras Acciones y Títulos de Deuda” e “Impuestos relativos a nuestras ADS y Acciones Ordinarias y Preferidas - Consideraciones sobre Impuestos Brasileños.”

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PifCo

No existen:

• leyes, decretos ni reglamentos en las Islas Caimán que limiten la exportación o importación de capital, incluyendo dividendos y otros pagos a tenedores de títulos no residentes en las Islas Caimán, siempre que tales inversores no sean residentes de países sujetos a sanciones determinadas por las Naciones Unidas o la Unión Europea; y

• limitaciones a los derechos de titulares no residentes o extranjeros impuestas por la legislación de las Islas Caimán o por el Acta Constitutiva de PifCo a ser titulares de acciones de PifCo, o a ejercer el correspondiente derecho a voto.

Impuestos Relacionados con Nuestras ADS y Acciones Ordinarias y Preferidas

El siguiente resumen contiene una descripción de los principales aspectos relativos a los impuestos a las ganancias de Brasil y Estados Unidos que pueden afectar a un accionista al comprar, ser titular de y vender acciones ordinarias o preferidas o ADS. Este resumen no describe consecuencias impositivas derivadas de las leyes de un estado, distrito o jurisdicción fiscal que no sea Brasil y Estados Unidos.

Este resumen está basado en las leyes tributarias de Brasil y de Estados Unidos vigentes a la fecha de este informe anual, que están sujetas a cambios (posiblemente con efecto retroactivo). Este resumen se basa también en las declaraciones del depositario y en el supuesto de que las obligaciones que constan en el acuerdo de depósito y en los documentos relacionados se cumplirán de acuerdo con sus respectivos términos y condiciones.

Este resumen no es una descripción integral de los aspectos tributarios que podrían ser pertinentes para un determinado inversor, incluidos los aspectos tributarios que surgen de normas de aplicación general a todos los contribuyentes o a ciertas clases de inversores o que generalmente se supone que son de conocimiento público. Los compradores potenciales de acciones ordinarias o preferidas o ADS deben consultar a sus asesores impositivos en relación con las consecuencias impositivas de la adquisición, titularidad y venta de acciones ordinarias o preferidas o ADS.

No existe un tratado recíproco sobre impuesto a las ganancias entre los Estados Unidos y Brasil. Durante los últimos años, las autoridades tributarias de Brasil y los Estados Unidos han mantenido negociaciones que podrían culminar en la firma de un tratado de este tipo. Sin embargo, no podemos predecir si se concretará un tratado o cuándo entrará en vigencia o de qué manera afectará a los tenedores estadounidenses de acciones ordinarias o preferidas o de ADS.

Consideraciones sobre Impuestos Brasileños

Información General

El siguiente análisis resume las consecuencias impositivas significativas en Brasil derivadas de la compra, titularidad y venta de acciones ordinarias o preferidas o ADS, según corresponda, por un accionista no domiciliado en Brasil, denominado también tenedor no brasileño, a los fines impositivos brasileños.

De conformidad con la legislación brasileña, los inversores pueden invertir en acciones ordinarias o preferidas de acuerdo con la Resolución Nº 2.689 o la Ley Nº 4.131 del 3 de septiembre de 1962. Según lo establecido en la Resolución Nº 2.689, los inversores extranjeros pueden invertir en prácticamente todo tipo de instrumento y participar en casi todas las operaciones disponibles en los mercados financieros y de capitales brasileños, siempre que se cumplan determinadas condiciones. De acuerdo con la Resolución Nº 2.689, la definición de inversor extranjero incluye a personas físicas y jurídicas, fondos comunes de inversión y otras entidades de inversión colectiva, domiciliados o con sede en el exterior.

De conformidad con esta norma, los inversores extranjeros deben: (i) designar al menos un representante

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en Brasil con facultades para tomar decisiones en relación con la inversión extranjera; (ii) completar el formulario correspondiente de registro de inversor extranjero; (iii) registrarse como inversor extranjero en la CVM; y (iv) registrar la inversión extranjera en el Banco Central de Brasil.

Los títulos y otros activos financieros de los que inversores extranjeros sean titulares de conformidad con la Resolución Nº 2.689 deben registrarse o mantenerse en cuentas de depósito o bajo custodia de una entidad debidamente habilitada por el Banco Central de Brasil o por la CVM. Además, las operaciones con títulos se limitan a transacciones en bolsas de valores o mercados extrabursátiles habilitados por la CVM.

Impuestos sobre los Dividendos

Los dividendos pagados por la Compañía, incluidos los dividendos de acciones y otros dividendos pagados en bienes al depositario en relación con las ADS o a un tenedor no brasileño en relación con las acciones ordinarias o preferidas, no están actualmente sujetos a retención de impuesto a las ganancias en Brasil, en la medida en que dichos montos estén relacionados con ganancias generadas al 1° de enero de 1996. Los dividendos relacionados con ganancias generadas antes del 1° de enero de 1996 pueden estar sujetos a la retención del impuesto a las ganancias a una alícuota que varía en función del ejercicio en el cual se generaron las ganancias.

La Compañía debe pagar a los accionistas (incluidos los tenedores no brasileños de acciones ordinarias o preferidas o ADS) intereses sobre el monto de los dividendos pagaderos a los accionistas a la tasa SELIC a partir del cierre de cada ejercicio hasta la fecha de efectivo pago de los dividendos. El pago de intereses se considera un ingreso de renta fija y está sujeto a la retención del impuesto a las ganancias a una alícuota que varía en función del período durante el cual se devengan intereses. La alícuota oscila entre el 15%, en el caso de intereses devengados por un período de más de 720 días, 17,5% en el caso de intereses devengados por un período de entre 361 y 720 días, 20% en el caso de intereses devengados por un período de entre 181 y 360 días y hasta 22,5%, en el caso de intereses devengados por un período de hasta 180 días. Sin embargo, la retención del impuesto a las ganancias se reduce al 15% en el caso de un tenedor no brasileño de ADS o de acciones ordinarias o preferidas que invierte conforme a la Resolución Nº 2.689 y que no es residente ni está domiciliado en un país o jurisdicción que no cobra impuesto a las ganancias o lo cobra a una alícuota máxima inferior al 20% (Jurisdicción de Baja o Nula Tributación) o, en base al criterio de las autoridades tributarias brasileñas, un país u otra jurisdicción en la cual la legislación local no permite acceso a información relacionada con la composición accionaria de las personas jurídicas, la titularidad de inversiones o la identidad del beneficiario real de las ganancias correspondientes a accionistas (la Norma de Falta de Transparencia). Véase “Aclaraciones sobre Tenedores No Brasileños Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación.”

Impuestos a los Intereses sobre el Capital

Los pagos de intereses sobre el capital a tenedores de ADS o de acciones ordinarias o preferidas, sean o no residentes brasileños, están sujetos a una retención del 15% por impuesto a las ganancias de Brasil al momento en que se contabiliza tal obligación, independientemente de si se hace efectivo o no el pago en dicho momento. Véase “Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras - Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital.” En el caso de residentes no brasileños que residen en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación (incluyendo, a criterio de las autoridades brasileñas, las jurisdicciones a las que se aplica la Norma de Falta de Transparencia), la alícuota aplicable de la retención por impuesto a las ganancias es del 25%. Véase “Aclaraciones sobre Tenedores No Brasileños Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación.” El pago de intereses a la tasa SELIC que es aplicable al pago de dividendos se aplica igualmente al pago de intereses sobre el capital. La determinación de si se realizarán o no distribuciones en la forma de intereses sobre el capital o en la forma de dividendos la realiza el Consejo de Administración en el momento en que debe efectuarse la distribución. No podemos predecir qué determinación adoptará el Consejo de Administración en relación con futuras distribuciones.

Impuesto a las Ganancias de Capital

A los fines del impuesto a las ganancias de capital brasileño, deben considerarse dos tipos de tenedores no brasileños: (i) tenedores no brasileños de ADS, acciones ordinarias o preferidas que no residen ni están

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domiciliados en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación, y que, en el caso de acciones ordinarias o preferidas, están registrados en el Banco Central de Brasil y en la CVM de acuerdo con la Resolución Nº 2.689; y (ii) cualquier otro tenedor no brasileño, incluyendo tenedores no brasileños que invierten en Brasil no conforme a la Resolución Nº 2.689 (incluyendo registro en virtud de la Ley Nº 4.131 de 1962) y que residen o están domiciliados en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación. Véase “Aclaraciones sobre Tenedores No Brasileños Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación.”

De conformidad con la Ley Nº 10.833 de fecha 29 de diciembre de 2003, las ganancias de capital realizadas a través de la venta de activos ubicados en Brasil por parte de residentes no brasileños, ya sea o no a otros no residentes y ya sea realizadas en Brasil o en el extranjero, pueden estar sujetas a tributación en Brasil. Con respecto a la venta de acciones ordinarias o preferidas, dado que son activos ubicados en Brasil, el tenedor no brasileño puede estar sujeto al impuesto a las ganancias de capital realizadas, conforme a las normas descriptas a continuación, independientemente de si las transacciones se realizan en Brasil o con un residente brasileño. Consideramos que, a los fines de esta ley, las ADS no están comprendidas en la definición de activos ubicados en Brasil, pero ni las autoridades tributarias ni los tribunales judiciales se han pronunciado aún al respecto. Por consiguiente, no podemos predecir si este concepto prosperará en los tribunales brasileños o no.

Aunque existen fundamentos para admitir lo contrario, el depósito de acciones ordinarias o preferidas a cambio de ADS puede estar sujeto al impuesto a las ganancias de capital en Brasil si el costo de adquisición de las acciones ordinarias o preferidas es inferior a: (i) el precio promedio por acción ordinaria o preferida en una bolsa de valores de Brasil en la cual se vendió la mayor cantidad de esas acciones el día del depósito; o (ii) si no se vendieron acciones ordinarias o preferidas ese día, el precio promedio en la bolsa de valores de Brasil en la cual se vendió la mayor cantidad de esas acciones en las 15 rondas inmediatamente anteriores al depósito. En tal caso, la diferencia entre el monto previamente registrado y el precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas calculado según lo descripto anteriormente, será considerada una ganancia de capital.

La diferencia entre el costo de adquisición y el precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas calculado conforme lo descripto precedentemente se considerará una ganancia de capital realizada que está sujeta a impuesto según lo descripto a continuación. Existen fundamentos para admitir que dicha tributación no es aplicable en relación con tenedores no brasileños registrados de acuerdo con las normas de la Resolución Nº 2.689 y que no residan ni estén domiciliados en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación.

No debe considerarse que el retiro de ADS a cambio de acciones ordinarias o preferidas origina una ganancia de capital sujeta al impuesto a las ganancias brasileño, siempre que al recibir las acciones ordinarias o preferidas subyacentes, el tenedor no brasileño cumpla con el procedimiento de registro en el Banco Central de Brasil según lo descripto a continuación en “Capital Registrado”.

Las ganancias de capital realizadas por un tenedor no brasileño a partir de la venta o disposición de acciones ordinarias o preferidas efectuada en una bolsa de valores brasileña (que incluye operaciones realizadas en el mercado extrabursátil) están:

• exentas del impuesto a las ganancias cuando el tenedor no brasileño (i) ha registrado su inversión conforme a lo dispuesto en la Resolución Nº 2.689 y (ii) no reside ni está domiciliado en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación; o

• en todos los demás casos, incluyendo el caso de ganancias de capital realizadas por un tenedor no brasileño que no está registrado conforme a la Resolución Nº 2.689 y/o reside o está domiciliado en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación, sujetas al impuesto a las ganancias a una alícuota del 15%. En estos casos, se aplica a la operación una retención por impuesto a las ganancias del 0,005% del valor de la venta, que puede compensarse con el eventual impuesto a las ganancias a pagar sobre las ganancias de capital.

Las ganancias de capital realizadas a partir de la disposición de acciones ordinarias y preferidas que se realiza fuera de la bolsa de valores brasileña están sujetas a un impuesto a las ganancias del 15%, o del 25% en el

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caso de ganancias realizadas por un tenedor no brasileño que está domiciliado o reside en una jurisdicción de baja o nula tributación o en una jurisdicción a la que se aplica la Norma de Falta de Transparencia. En este último caso, en el caso de ganancias de capital relacionadas con operaciones realizadas en el mercado extrabursátil no organizado brasileño con intermediación, también será aplicable una retención por impuesto a las ganancias del 0,005%, la cual podrá compensarse con el eventual impuesto a las ganancias a pagar sobre las ganancias de capital.

En el caso de rescate de acciones ordinarias o preferidas o ADS o de reducción de capital realizados por Petrobras, la diferencia positiva entre el monto recibido por el tenedor no brasileño y el costo de adquisición de las acciones ordinarias o preferidas o ADS rescatadas o reducidas se considera ganancia de capital derivada de la venta o canje de acciones no realizados en una bolsa de valores brasileña y por lo tanto en general está sujeta a un impuesto a las ganancias del 15% o 25%, según corresponda. Véase “Aclaraciones sobre Tenedores No Brasileños Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación.”

El ejercicio de derechos de suscripción preferente relacionados con acciones ordinarias o preferidas no estará sujeto a tributación en Brasil. Toda ganancia obtenida de la venta o cesión de derechos de suscripción preferentes estará sujeta al impuesto a las ganancias brasileño de acuerdo con las mismas normas aplicables a la venta o disposición de acciones ordinarias o preferidas.

No puede garantizarse que el actual tratamiento preferencial para los tenedores no brasileños de ADS y tenedores no brasileños de acciones ordinarias o preferidas conforme a la Resolución Nº 2.689 continuará aplicándose en el futuro.

Aclaraciones sobre Tenedores No Brasileños Residentes o Domiciliados en Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación

La Ley Nº 9.779 de fecha 1º de enero de 1999 establece que, con excepción de determinadas circunstancias, las ganancias derivadas de operaciones realizadas por una persona residente o domiciliada en una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación están sujetas a la retención del impuesto a las ganancias a la alícuota del 25%. Se consideran Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación los países u otras jurisdicciones que no cobran impuesto a las ganancias o lo cobran a una alícuota máxima inferior al 20%. En determinadas circunstancias, también se tiene en cuenta la Norma de Falta de Transparencia para determinar si un país u otra jurisdicción es una Jurisdicción de Baja o Nula Tributación. Asimismo, la Ley Nº 11.727 de fecha 23 de junio de 2008 introdujo el concepto de “régimen fiscal privilegiado”, que se define como un régimen que (i) no grava las ganancias o las grava a una alícuota máxima inferior al 20%; (ii) otorga ventajas fiscales a personas físicas o jurídicas no residentes (a) sin exigir la realización de una actividad económica significativa en el país u otra jurisdicción o (b) bajo la condición de no realizar actividades económicas significativas en el país u otra jurisdicción; o (iii) no grava los ingresos de fuente extranjera o los grava a una alícuota máxima inferior al 20%; o (iv) no permite acceso a información relacionada con la composición accionaria, titularidad de activos y derechos o transacciones económicas realizadas. Consideramos que la mejor interpretación de la Ley Nº 11.727/08 es que el nuevo concepto de “régimen fiscal privilegiado” se aplicará exclusivamente a los fines de las normas sobre precios de transferencia en operaciones de exportación e importación y las normas sobre subcapitalización y, por lo tanto, en general no tendría un impacto sobre los impuestos correspondientes a un tenedor no brasileño de acciones ordinarias o preferidas o ADS, según se analiza en este punto. Sin embargo, no podemos determinar si el concepto de régimen fiscal privilegiado también se aplicará en el contexto de las normas aplicables a Jurisdicciones de Baja o Nula Tributación, aunque las autoridades tributarias de Brasil parecen estar de acuerdo con nuestra posición, considerando las disposiciones de la Instrucción Normativa Nº 1.037 de fecha 4 de junio de 2010 recientemente incorporada.

Impuesto sobre las operaciones de cambio (IOF/Cambio)

Conforme a la legislación brasileña se aplica el impuesto IOF/Cambio sobre la conversión de reales a moneda extranjera y la conversión de moneda extranjera a reales. Actualmente, para la mayoría de las operaciones con moneda extranjera, la tasa del impuesto IOF/Cambio es del 0,38%. Sin embargo, las operaciones relacionadas con inversiones realizadas en los mercados de capital y financieros brasileños, incluyendo las operaciones realizadas por un tenedor no brasileño de acuerdo con la Resolución Nº 2.689, actualmente están sujetas al pago del impuesto IOF/Cambio a una tasa del (a) 2% para el ingreso de fondos (incluyendo en relación

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con operaciones simultáneas con divisas al momento de la cancelación de certificados de depósito el 1º de enero de 2011 o con posterioridad a dicha fecha y destinadas a inversiones en acciones que se negocian en una bolsa de valores) y (b) 0% para la salida de recursos desde Brasil en relación con esta clase de inversiones, incluyendo pago de dividendos e intereses sobre el capital y la repatriación de fondos invertidos en el mercado brasileño. En cualquiera de los casos, el Poder Ejecutivo brasileño puede incrementar dichas tasas en cualquier momento hasta el 25%, pero sin efecto retroactivo.

Impuestos sobre las Operaciones con Bonos y Títulos (IOF/Bonos)

Conforme a la legislación brasileña se aplica el impuesto IOF/Bonos sobre las operaciones con acciones, bonos y otros títulos, incluyendo las operaciones en bolsas de valores de Brasil. La tasa del impuesto IOF/Bonos aplicable a operaciones con acciones ordinarias y preferidas actualmente es del 0%. Sin embargo, el gobierno brasileño puede incrementar dicha tasa en cualquier momento hasta el 1,5% del monto de la operación por día, pero el impuesto no puede aplicarse en forma retroactiva. El depósito de acciones ordinarias o preferidas para la emisión de ADS está sujeto al impuesto IOF/Bonos a una tasa del 1,5%.

Otros Impuestos de Brasil

En Brasil no existen impuestos a la herencia, donaciones ni sucesión aplicables a la titularidad, transferencia o disposición de acciones ordinarias o preferidas o ADS por un tenedor no residente, excepto los impuestos a la herencia y a las donaciones que se aplican en algunos estados de Brasil sobre las donaciones realizadas o herencias otorgadas por un tenedor no brasileño a personas físicas o jurídicas domiciliadas o residentes en dichos estados. No existen impuestos de sellos, emisión, registro, ni impuestos o tasas similares pagaderos por los tenedores de acciones ordinarias o preferidas o ADS.

Capital Registrado

El monto de una inversión en acciones ordinarias o preferidas en poder de un tenedor no brasileño que obtiene el registro de acuerdo con la Resolución Nº 2.689, o del depositario que lo representa, puede registrarse en el Banco Central de Brasil; este registro (el monto registrado de esta forma se denomina capital registrado) permite el giro, fuera de Brasil, de moneda extranjera, convertida al tipo de cambio vigente, adquirida con el producido de distribuciones y montos obtenidos de la venta de tales acciones ordinarias o preferidas. El capital registrado por cada acción ordinaria o preferida adquirida como parte de la oferta internacional o comprada en Brasil con posterioridad a la fecha del presente documento, y depositada en el depositario será equivalente a su precio de compra (en dólares estadounidenses). El capital registrado por una acción ordinaria o preferida que se retira al entregarse una ADS será el equivalente en dólares a:

(a) el precio promedio por acción ordinaria o preferida en la bolsa de valores de Brasil en la cual se vendió la mayor cantidad de dichas acciones el día del retiro; o

(b) si no se vendieron acciones ordinarias o preferidas ese día, el precio promedio en la bolsa de valores de Brasil en la cual se vendió la mayor cantidad de acciones ordinarias o preferidas en las 15 rondas inmediatamente anteriores al retiro..

El valor en dólares del precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas se determina tomando como base el promedio de los tipos de cambio dólar/real vigentes cotizados por el sistema informático del Banco Central de Brasil en esa fecha (o, si el precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas se determina según la segunda opción antes mencionada, el promedio de dichos tipos de cambio cotizados en los mismos 15 días utilizados para determinar el precio promedio de las acciones ordinarias o preferidas).

Un tenedor no brasileño de acciones ordinarias o preferidas puede demorarse al realizar tal registro y ello a su vez podría demorar el giro de divisas al exterior. Una demora de esta clase podría afectar en forma negativa el monto en dólares recibido por el tenedor no brasileño. Véase el Item 3. “Información Clave - Factores de Riesgo -

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Riesgos Relacionados con Nuestras Acciones y Títulos de Deuda”.

Consideraciones sobre el Impuesto a las Ganancias Federal de los EE.UU.

Este resumen describe las principales consecuencias de la titularidad y disposición de acciones ordinarias o preferidas o ADS a los fines del impuesto a las ganancias federal de los EE.UU., conforme al Código Tributario de los Estados Unidos (U.S. Internal Revenue Code) de 1986, con las correspondientes reformas (el “Código”), sus antecedentes legislativos, las reglamentaciones del Tesoro de los Estados Unidos, ya sea vigentes o propuestas, promulgadas en virtud del mismo, la normativa publicada por el Internal Revenue Service (Servicio de Impuestos Internos de los EE.UU. - IRS), y las sentencias judiciales, todo ello vigente a la fecha y todo lo cual está sujeto a modificaciones o diferentes interpretaciones, que podrían aplicarse en forma retroactiva. El objetivo de este resumen no es describir íntegramente las consecuencias impositivas que podrían ser relevantes para tomar una decisión respecto de la titularidad o la disposición de acciones ordinarias o preferidas o ADS. Este resumen se aplica sólo a los compradores de acciones ordinarias o preferidas o ADS que las posean como “bienes de capital” (en general, bienes con fines de inversión), y no se aplica a clases especiales de tenedores, tales como operadores o agentes de títulos o de divisas, tenedores cuya moneda funcional no sea el dólar estadounidense, tenedores del 10% o más de nuestras acciones (teniendo en cuenta las acciones de las que son titulares directamente o a través de acuerdos de depósito), organizaciones exentas de impuestos, sociedades colectivas y los socios de las mismas, entidades financieras, tenedores sujetos al impuesto mínimo alternativo, operadores de títulos que decidan contabilizar su inversión en acciones ordinarias o preferidas o ADS sobre la base del ajuste a precios de mercado, personas que realizan transacciones de “venta constructiva” (constructive sale) en relación con acciones ordinarias o preferidas o ADS o tenedores de acciones ordinarias o preferidas o ADS en transacciones de cobertura o como estrategia de inversión (straddle) o parte de una transacción de conversión.

EN RELACION CON UNA INVERSIÓN EN ACCIONES ORDINARIAS O PREFERIDAS O ADS, TODO INVERSOR DEBE CONSULTAR A SU ASESOR IMPOSITIVO SOBRE LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS GENERALES EN SU CIRCUNSTANCIA PARTICULAR, INCLUIDAS LAS CONSECUENCIAS EN VIRTUD DE LEYES QUE NO SEAN LAS DEL IMPUESTO A LAS GANANCIAS FEDERAL DE LOS ESTADOS UNIDOS.

Las acciones preferidas serán consideradas capital propio a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos. En general, a los fines del impuesto a las ganancias federal de los EE.UU., un tenedor de ADS será considerado como tenedor de las acciones ordinarias o preferidas representadas por dichas ADS, y no se reconocerá ninguna ganancia o pérdida si se canjean las ADS por las acciones ordinarias o preferidas representadas por dichas ADS.

En este análisis, el término ADS se refiere a ADS relacionadas con acciones ordinarias y preferidas, y la expresión “Tenedor estadounidense” se refiere a un tenedor de ADS que:

• es una persona ciudadana o residente de los Estados Unidos;

• es una sociedad anónima (corporation) constituida de acuerdo con las leyes de los Estados Unidos de América o de cualquiera de sus estados o el Distrito de Columbia; o

• está sujeto de otra forma al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos sobre una base neta en relación con las acciones o ADS.

Impuesto sobre las Distribuciones

Un Tenedor estadounidense reconocerá ganancias ordinarias por dividendos a los fines del impuesto a las ganancias federal de los EE.UU. por un monto equivalente al monto de efectivo y al valor de los bienes que la Compañía distribuya como dividendos en la medida en que dicha distribución se pague a partir de nuestras ganancias y utilidades corrientes o acumuladas, según se estipula a los fines del impuesto a las ganancias federal de los EE.UU., cuando dicha distribución sea recibida por el custodio o por el Tenedor estadounidense en el caso

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de un tenedor de acciones ordinarias o preferidas. El monto de las distribuciones incluirá distribuciones caracterizadas como intereses sobre el capital y el monto del impuesto brasileño retenido sobre el monto distribuido y el monto de una distribución pagada en reales se calculará por referencia al tipo de cambio para convertir reales a dólares estadounidenses vigente en la fecha en la que la distribución sea recibida por el custodio o por un Tenedor estadounidense en el caso de acciones ordinarias o preferidas. Si el custodio, o el Tenedor estadounidense en el caso de tenedores de acciones ordinarias o preferidas, no convierte dichos reales a dólares estadounidenses en la fecha en que los recibe, es posible que el Tenedor estadounidense reconozca una ganancia o una pérdida por diferencia de cambio, que sería una ganancia o pérdida ordinaria de fuente de los EE.UU., cuando los reales se conviertan a dólares. Los dividendos pagados por la Compañía no serán elegibles para la deducción por dividendos recibidos (dividend received deduction) permitida a las compañías en virtud del Código.

Con ciertas excepciones de posiciones a corto plazo y de cobertura, el monto en dólares correspondiente a dividendos recibidos por un Tenedor estadounidense que no sea una sociedad antes del 1º de enero de 2013 por sus ADS, estará sujeto a impuestos a una tasa máxima del 15%, si los dividendos son "dividendos calificados". Los dividendos pagados por las ADS serán considerados dividendos calificados si (i) las ADS son inmediatamente negociables en mercados de títulos establecidos en los Estados Unidos y (ii) la Sociedad no fue, durante el ejercicio anterior al ejercicio en el que se realizó el pago de dividendos, y no es, durante el ejercicio en el que se pagan los dividendos, una sociedad de inversión extranjera pasiva (PFIC, por sus siglas en inglés) conforme lo definido a los fines del impuesto a las ganancias federal de los EE.UU. Las ADS cotizan en la Bolsa de Valores de Nueva York y son aptas para ser inmediatamente negociables en mercados de títulos establecidos en los Estados Unidos en tanto coticen en dicha Bolsa. En base a los estados contables auditados de la Compañía y datos pertinentes sobre el mercado y los accionistas, la Compañía considera que no debe recibir el tratamiento de PFIC a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos en relación con el ejercicio fiscal 2010. Además, en base a los estados contables auditados de la Compañía y sus expectativas acerca del valor y la naturaleza de sus activos, el origen y la naturaleza de sus ganancias y la información pertinente sobre el mercado y los accionistas, la Compañía no prevé transformarse en una PFIC para el ejercicio fiscal 2011. En base a las normas vigentes, no está claro si los dividendos recibidos en relación con las acciones serán considerados dividendos calificados ya que las acciones no cotizan en una bolsa de los EE.UU. Además, el Tesoro de los Estados Unidos ha anunciado su intención de promulgar normas conforme a las cuales se permitirá que los tenedores de ADS y los intermediarios a través de los cuales se es titular de dichos títulos cuenten con certificados de los emisores para que sus dividendos sean considerados calificados a los efectos fiscales. Debido a que estas normas aún no han sido promulgadas, no está claro si la Compañía podrá cumplir con los requisitos establecidos. Los Tenedores estadounidenses de nuestras ADS deben consultar a sus asesores impositivos respecto de la disponibilidad de la tasa reducida del impuesto a los dividendos teniendo en cuenta sus circunstancias particulares.

Las distribuciones que se realicen a partir de ganancias y utilidades en relación con las acciones o ADS se considerarán, en general, ganancias por dividendos de fuente extranjera y serán en general “ganancia pasiva” a los fines de computar el crédito fiscal extranjero en virtud de las leyes de los EE.UU. Sujeto a ciertas limitaciones, el impuesto a las ganancias brasileño retenido en relación con una distribución respecto de acciones o de ADS puede computarse como pago a cuenta del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos de un Tenedor estadounidense, o, a criterio del Tenedor estadounidense, la retención impositiva brasileña también puede deducirse de las ganancias imponibles. Es posible que un crédito fiscal extranjero en virtud de las leyes de EE.UU. no se acepte como deducción de la retención impositiva brasileña en relación con determinadas posiciones en títulos a corto plazo o de cobertura o en relación con acuerdos en los cuales la ganancia económica prevista de un Tenedor estadounidense no sea significativa. Los Tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos respecto de la disponibilidad de crédito fiscal extranjero en virtud de las leyes de los EE.UU., incluyendo la conversión de reales a dólares estadounidenses a tal fin, teniendo en cuenta sus circunstancias particulares.

Los tenedores de ADS que sean sociedades anónimas (corporations) extranjeras o personas físicas extranjeras no residentes en los Estados Unidos (“Tenedores no estadounidenses”) por lo general no estarán sujetos al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, incluyendo retenciones impositivas, sobre las distribuciones de dividendos correspondientes a acciones o ADS consideradas como ganancias por dividendos a los

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fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, a menos que tales dividendos estén efectivamente relacionados con una actividad o negocio en los Estados Unidos llevado a cabo por el tenedor.

Los tenedores de acciones y ADS deben consultar a sus asesores impositivos respecto de la disponibilidad de la tasa reducida del impuesto a los dividendos teniendo en cuenta el análisis precedente y sus circunstancias particulares.

Impuesto a las Ganancias de Capital

En caso de venta u otro tipo de disposición de acciones o ADS, un Tenedor estadounidense en general reconocerá una pérdida o ganancia de capital de fuente de los EE.UU. a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, equivalente a la diferencia entre el monto realizado en razón de la disposición y la base imponible de las acciones o ADS para el Tenedor estadounidense. Las ganancias o pérdidas serán ganancias o pérdidas de capital a largo plazo si el tenedor hubiera sido propietario de las acciones o las ADS durante más de un año. Los Tenedores estadounidenses no corporativos de acciones o ADS pueden calificar para una tasa preferencial del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos respecto de sus ganancias de capital a largo plazo. Las pérdidas de capital pueden deducirse de las ganancias imponibles, sujeto a ciertas limitaciones. A los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, tal disposición no originaría una ganancia de fuente extranjera para un Tenedor estadounidense. En consecuencia, es posible que un Tenedor estadounidense no pueda utilizar el crédito fiscal extranjero en relación con impuestos a las ganancias brasileños aplicados sobre tales ganancias, a menos que dicho tenedor compute el crédito como pago a cuenta del impuesto estadounidense exigible sobre otras ganancias de fuente extranjera. Los Tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos acerca de la disponibilidad del crédito fiscal extranjero en los Estados Unidos, incluyendo la conversión de reales a dólares estadounidenses a los fines de su inversión en acciones o ADS de Petrobras.

Un Tenedor no estadounidense no estará sujeto al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos o a la retención impositiva sobre las ganancias realizadas al vender o de otra forma disponer de acciones o ADS, a menos que:

• dicha ganancia esté efectivamente relacionada con la realización, por parte del tenedor, de actividades comerciales en los Estados Unidos; o

• dicho tenedor sea un individuo que permanezca en los Estados Unidos de América durante 183 días o más durante el ejercicio fiscal de la venta y además se cumplan otras condiciones.

Presentación de Información y Retención de Respaldo (Backup Withholding)

El pago de dividendos en relación con ADS o acciones ordinarias o preferidas, y el producido de la venta u otra forma de disposición de ADS o acciones ordinarias o preferidas, a un Tenedor estadounidense dentro de los EE.UU. (o a través de determinados intermediarios financieros relacionados con los EE.UU.) en general estará sujeto a los requisitos de presentación de información a menos que el Tenedor estadounidense sea una sociedad anónima (corporation) u otro contribuyente exento. Dichos dividendos y dicho producido pueden estar sujetos a una retención de respaldo menos que el Tenedor estadounidense (i) sea un contribuyente exento, o (ii) proporcione oportunamente un número de contribuyente y certifique que no ha perdido la exención de la retención de respaldo. La retención de respaldo no es un impuesto adicional. El monto de la retención de respaldo obtenido de un pago a un Tenedor estadounidense se computará como pago a cuenta del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos del Tenedor estadounidense y el Tenedor estadounidense podrá obtener un reintegro siempre que provea al Internal Revenue Service en la forma adecuada la información exigida por el mismo.

Los Tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos acerca de los requisitos de información adicionales que pudieran ser aplicables como resultado de la compra, tenencia o disposición de ADS o acciones ordinarias o preferidas de Petrobras.

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Un Tenedor no estadounidense en general estará exento del requisito de presentación de información y de retención de respaldo, pero es posible que deba cumplir con determinados trámites de certificación e identificación a fin de demostrar que tiene derecho a dicha exención.

Impuestos Relacionados con las Obligaciones de PifCo

El siguiente resumen describe los aspectos principales del impuesto a las ganancias de las Islas Caimán, Brasil y los Estados Unidos que pueden ser relevantes en relación con la compra, titularidad y venta de los títulos de deuda de PifCo. Este resumen no incluye impuestos estaduales, municipales o de otra jurisdicción fiscal que no sea las Islas Caimán, Brasil y los Estados Unidos.

Este resumen se basa en la legislación impositiva de las Islas Caimán, Brasil y los Estados Unidos vigente a la fecha de este informe anual, que está sujeta a cambios (posiblemente con efecto retroactivo). Esta descripción no abarca todas los aspectos tributarios que pueden ser relevantes para un determinado inversor, incluidos los aspectos tributarios que surgen de normas de aplicación general a todos los contribuyentes o a ciertas clases de inversores o que generalmente se supone que son de conocimiento público. Los compradores potenciales de obligaciones deben consultar con sus asesores impositivos respecto de los impuestos a pagar en relación con la adquisición, titularidad y venta de obligaciones.

No existen tratados que eviten la doble imposición entre las Islas Caimán y los Estados Unidos, entre las Islas Caimán y Brasil, ni entre Brasil y los Estados Unidos. Durante los últimos años, las autoridades tributarias de Brasil y de los Estados Unidos han mantenido negociaciones que podrían culminar en la firma de un tratado de esa naturaleza. Sin embargo, no podemos predecir si se concretará un tratado o cuándo entrará en vigencia o de qué manera afectará a los tenedores estadounidenses de obligaciones.

Impuestos de las Islas Caimán

De acuerdo con la legislación vigente, PifCo no está sujeta a los impuestos a las ganancias, sobre el capital, las transferencias, las ventas ni a ningún otro impuesto en las Islas Caimán.

PifCo fue constituida como sociedad exenta con arreglo a la legislación de las Islas Caimán el 24 de septiembre de 1997. PifCo ha obtenido un Compromiso de Concesiones Fiscales de conformidad con el Artículo 6 de la Ley de Concesiones Fiscales (t.o. 1999) que establece que, durante un período de veinte años a contar desde la fecha en que fue firmado, ninguna ley a ser promulgada con posterioridad a este informe en las Islas Caimán que imponga impuestos sobre las ganancias o sobre los bienes de capital, ganancias de capital o apreciaciones se aplicará a las ganancias o bienes de PifCo y que se considera que establece que no se aplicará impuesto alguno sobre las utilidades, ganancias, ganancias de capital o apreciaciones ni ningún impuesto relacionado con el patrimonio o impuesto a la herencia o en relación con las acciones, debentures u otras obligaciones de PifCo, ni a modo de retención de una porción de un pago de capital adeudado en virtud de un debenture u otra obligación de PifCo.

No se aplica ninguna retención impositiva en las Islas Caimán a las distribuciones por parte de PifCo en relación con las obligaciones. Los tenedores de obligaciones no están sujetos al impuesto a las ganancias, sobre el capital, las transferencias, las ventas ni otros impuestos en las Islas Caimán en relación con la compra, titularidad o venta de las mismas.

Los tenedores de obligaciones que ingresen a o se emitan en las Islas Caimán serán responsables del pago de un impuesto a los sellos de hasta C.I.$250 por cada obligación, a menos que se haya pagado un impuesto a los sellos de C.I.$500 en relación con la totalidad de la emisión de obligaciones (en cuyo caso no deberá pagarse otro impuesto a los sellos en relación con dichas obligaciones).

Impuestos de Brasil

El siguiente análisis constituye un resumen de los aspectos tributarios relacionados con la inversión en obligaciones por parte de no residentes en Brasil. El análisis se basa en las leyes tributarias brasileñas vigentes a la fecha del presente y está sujeto a cambios en la legislación brasileña que puedan entrar en vigencia posteriormente. La información presentada a continuación solo constituye un análisis general y no incluye todas

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las posibles consecuencias relacionadas con una inversión en obligaciones.

LOS INVERSORES DEBEN CONSULTAR A SUS ASESORES IMPOSITIVOS SOBRE LAS CONSECUENCIAS RESULTANTES DE LA COMPRA DE OBLIGACIONES, INCLUYENDO, SIN CARÁCTER TAXATIVO, LAS CONSECUENCIAS DEL COBRO DE INTERESES Y DE LA VENTA, RESCATE O PAGO DE LAS OBLIGACIONES O CUPONES.

En general, una persona física o jurídica, una sociedad fiduciaria o una organización con domicilio, a los fines impositivos, fuera de Brasil, o un “No Residente,” paga impuestos en Brasil sólo cuando la ganancia proviene de fuentes brasileñas o cuando la operación que origina dicha ganancia involucra activos situados en Brasil. Por consiguiente, las ganancias de capital o los intereses (incluido el descuento sobre el valor original de la emisión), honorarios, comisiones, gastos y cualquier otro monto pagado por PifCo en relación con sus obligaciones a favor de tenedores No Residentes no están sujetos a impuestos brasileños.

Los intereses, honorarios, comisiones, gastos y cualquier otro monto pagadero por Petrobras en calidad de residente garante en Brasil a un No Residente en general están sujetos al impuesto a las ganancias retenido en origen. La tasa de la retención por impuesto a las ganancias en relación con el pago de intereses es en general 15%, a menos que (i) el tenedor de las obligaciones resida o esté domiciliado en jurisdicción de un “paraíso fiscal” (es decir, un país o jurisdicción que no cobra impuesto a las ganancias o lo hace a una tasa máxima inferior al 20% o donde la legislación local impone restricciones respecto de la revelación de la identidad de los accionistas, la titularidad de inversiones, o el beneficiario último de las ganancias distribuidas al No Residente – “paraíso fiscal”), en cuyo caso la tasa aplicable es del 25% u (ii) otra tasa inferior establecida en un tratado impositivo aplicable firmado entre Brasil y otro país donde esté domiciliado el beneficiario. En caso de que el garante deba asumir la obligación de pagar el monto de capital de las obligaciones, las autoridades tributarias brasileñas podrían intentar imponer la retención por impuesto a las ganancias a una tasa de hasta el 25% conforme se describe precedentemente. Aunque las leyes brasileñas no establecen una norma fiscal específica para dichos casos y las autoridades tributarias no han adoptado una posición oficial ni existen precedentes judiciales en Brasil en relación con esta cuestión, consideramos que el giro de fondos por parte de Petrobras en calidad de garante del monto de capital de las obligaciones no estará sujeto al impuesto a las ganancias en Brasil, dado que el mero hecho de que sea el garante quien efectúa el pago no transforma la naturaleza del capital adeudado en virtud de las obligaciones en ganancia del beneficiario.

Si los pagos relacionados con las obligaciones son realizados por Petrobras, conforme se establece en las garantías, se compensará a los tenedores No Residentes de modo tal que, luego del pago de todos los impuestos aplicables brasileños cobrados por medio de retención, deducción o de otra forma, en relación con el capital, los intereses y otros montos pagaderos en relación con las obligaciones (con más los intereses y penalidades correspondientes), un tenedor No Residente reciba un monto equivalente a los montos que dicho tenedor No Residente habría recibido si no se hubieran retenido dichos impuestos brasileños (con más los intereses y penalidades correspondientes). El deudor brasileño pagará, sujeto a determinadas excepciones, montos adicionales para cubrir dichas retenciones o deducciones de modo que el tenedor No Residente reciba el monto neto adeudado.

Las ganancias de capital por la venta u otra clase de disposición de las obligaciones realizada fuera de Brasil por un No Residente, con excepción de una sucursal o una subsidiaria de un residente brasileño, a otro No Residente no están sujetas al impuesto a las ganancias.

Asimismo, los pagos realizados desde Brasil están sujetos al pago del impuesto sobre las operaciones de cambio (IOF/Cambio), que grava la conversión de moneda brasileña a moneda extranjera o la conversión de moneda extranjera a moneda brasileña a una tasa general del 0,38%. Pueden aplicarse otras tasas del impuesto IOF/Cambio a transacciones específicas. En cualquiera de los casos, el gobierno federal de Brasil puede incrementar dicha tasa hasta el 25% pero solo en relación con operaciones futuras.

En general, no se aplican impuestos a la herencia, donación, sucesión, de sellos, ni ningún otro impuesto de este tipo en Brasil en relación con la titularidad, transferencia, cesión u otro tipo de disposición de obligaciones por parte de un No Residente, con excepción de los impuestos a la herencia y las donaciones cobrados por algunos

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estados brasileños sobre donaciones o legados por parte de personas físicas o jurídicas no domiciliadas o no residentes en Brasil a individuos o sociedades domiciliados o residentes en dichos estados.

Impuesto a las Ganancias Federal de los Estados Unidos

El siguiente resumen presenta aspectos del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos que pueden ser relevantes para los tenedores de obligaciones que sean, a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, ciudadanos o residentes de los Estados Unidos o una empresa estadounidense o que estén sujetos de alguna otra forma al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos sobre la base de la utilidad neta en relación con las obligaciones (un “Tenedor estadounidense”). Este resumen está basado en el Código, sus antecedentes legislativos, las reglamentaciones del Tesoro de los Estados Unidos, ya sea vigentes o propuestas, la normativa publicada por el Internal Revenue Service, y las sentencias judiciales, todo ello vigente a la fecha y todo lo cual está sujeto a modificaciones o a diferentes interpretaciones, posiblemente con efecto retroactivo. El objetivo de este resumen no es analizar todos los aspectos del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos que pueden ser relevantes para clases especiales de inversores, tales como entidades financieras, compañías de seguros, operadores o agentes de títulos o divisas, operadores de títulos que decidan contabilizar su inversión en obligaciones sobre la base del ajuste a precios de mercado, sociedades de inversión reguladas, organizaciones exentas de impuestos, sociedades colectivas o los socios de las mismas, tenedores sujetos al impuesto mínimo alternativo, determinados tenedores de obligaciones a corto plazo, personas que cubren su exposición en las obligaciones o que son titulares de las obligaciones como parte de una estrategia de inversión (straddle) o como parte de una cobertura o “transacción de conversión” a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, personas que realizan transacciones de “venta constructiva” (constructive sale) en relación con las obligaciones o un tenedor estadounidense cuya moneda funcional no sea el dólar estadounidense. Los tenedores estadounidenses deben tener en cuenta que las consecuencias impositivas relativas al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos en relación con la titularidad de obligaciones pueden ser sustancialmente diferentes para los inversores descriptos en la oración anterior.

Además, este resumen no incluye consideraciones sobre impuestos extranjeros, estaduales o municipales. Este resumen solo se aplica a compradores originales de obligaciones que las hayan adquirido al precio de emisión original y las posean como "activos de capital" (en general, bienes con fines de inversión).

EN RELACION CON LAS INVERSIONES EN OBLIGACIONES, LOS INVERSORES DEBEN CONSULTAR A SU ASESOR IMPOSITIVO SOBRE LOS IMPUESTOS A PAGAR EN SU CIRCUNSTANCIA PARTICULAR, INCLUIDOS LOS IMPUESTOS A PAGAR EN VIRTUD DE LEYES QUE NO SEAN LAS LEYES DEL IMPUESTO A LA GANANCIAS FEDERAL DE LOS ESTADOS UNIDOS.

Pago de Intereses

Los pagos de “intereses establecidos calificados”, según se define a continuación, sobre una obligación (incluso montos adicionales, si los hubiere) estarán en general sujetos al pago de impuestos por parte de los tenedores estadounidenses como ingresos por intereses ordinarios al momento en que dichos intereses se devenguen o reciban, de acuerdo con el método contable regular del tenedor estadounidense a los fines del impuesto federal de los Estados Unidos. En general, si el “precio de emisión” de una obligación es inferior al “precio de rescate establecido al vencimiento” por más de un monto de minimis, se considerará que dicha obligación tiene un “descuento sobre el valor original de la emisión” (“OID”). El “precio de emisión” de una obligación es el primer precio al cual una cantidad sustancial de dichas obligaciones se vende a los inversores. El precio de rescate establecido al vencimiento de una obligación incluye en general todos los pagos que no sean pagos de intereses establecidos calificados.

En general, cada Tenedor estadounidense de una obligación, ya sea que dicho tenedor utilice la contabilidad impositiva del método de lo percibido o de lo devengado, deberá incluir en la utilidad bruta como ingresos por intereses ordinarios la suma de las “porciones diarias” del OID sobre la obligación, si lo hubiera, correspondiente a todos los días durante el ejercicio fiscal en los cuales el Tenedor estadounidense es titular de la obligación. Las porciones diarias del OID sobre una obligación se determinan asignando a cada día en un período de devengamiento una porción proporcional del OID asignable a dicho período de devengamiento. En general, en el caso de un tenedor inicial, el monto de OID sobre una obligación asignable a cada período de devengamiento se

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determina (i) multiplicando el “precio de emisión ajustado”, según se define a continuación, de la obligación al comienzo del período de devengamiento por el rendimiento de dicha obligación al vencimiento y (ii) deduciendo de dicho producto el monto de intereses establecidos calificados asignable a dicho período de devengamiento. Los Tenedores estadounidenses deben tener en cuenta que en general deben incluir el OID en la utilidad bruta como ingresos por intereses ordinarios a los fines del impuesto a las ganancias federal de los EE.UU. al momento de devengarse, con anterioridad al cobro de efectivo atribuible a dicha ganancia. El “precio de emisión ajustado” de una obligación al comienzo de un período de devengamiento en general será la suma de su precio de emisión (que generalmente incluye los intereses devengados, si los hubiera) y el monto de OID asignable a todos los períodos de devengamiento anteriores, menos el monto de todos los pagos que no sean pagos de intereses establecidos calificados (si los hubiera) realizados en relación con dicha obligación en todos los períodos de devengamiento anteriores. El término “intereses establecidos calificados” se refiere en general a los intereses establecidos que se pagan en forma incondicional en efectivo o en bienes (que no sean instrumentos de deuda del emisor) como mínimo anualmente durante el plazo completo de una obligación a una tasa de interés fija única o, sujeto a determinadas condiciones, sobre la base de uno o más índices de interés.

Los ingresos por intereses, incluido el OID, en relación con las obligaciones se consideran ingresos de fuente extranjera a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos y, con excepción de algunos casos, serán tratados por separado, conjuntamente con otros rubros de “ganancia pasiva” a los fines de computar el crédito fiscal extranjero deducible en virtud de las leyes sobre el impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos. El cálculo de los créditos fiscales extranjeros implica la aplicación de reglas complejas que dependen de las circunstancias particulares de cada Tenedor estadounidense. Los Tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos sobre la disponibilidad de créditos fiscales extranjeros y el tratamiento de montos adicionales.

Venta o Disposición de Obligaciones

Un Tenedor estadounidenses generalmente reconocerá las ganancias o pérdidas de capital sobre la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición de las obligaciones, por un monto equivalente a la diferencia entre el monto obtenido por la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición (excepto los montos correspondientes a intereses establecidos calificados devengados, que serán gravados como tales) y la base imponible ajustada del Tenedor estadounidense en la obligación. La base imponible ajustada de un Tenedor estadounidense en la obligación en general será equivalente al costo de la obligación más todos los montos incluidos en la utilidad bruta por el Tenedor estadounidense en concepto de OID, si lo hubiera, menos todos los pagos excepto el pago de intereses establecidos calificados en relación con la obligación. Las pérdidas o ganancias obtenidas por un Tenedor estadounidense sobre la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición de las obligaciones se considerarán, en general, ganancias o pérdidas de fuente de los EE.UU. a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos, a menos que correspondan a una oficina u otra sede social fija fuera de los Estados Unidos y se cumplan otras condiciones específicas. Las ganancias o pérdidas obtenidas por un Tenedor estadounidense serán ganancias o pérdidas de capital, y serán ganancias o pérdidas de capital a largo plazo si el inversor fuera propietario de las obligaciones durante más de un año. El monto neto de ganancia de capital a largo plazo reconocido por un tenedor individual antes del 1º de enero del 2013 en general está gravado con una alícuota máxima del 15%. Las pérdidas de capital pueden deducirse de las ganancias imponibles, sujeto a ciertas limitaciones.

Retención de Respaldo (Backup Withholding) y Presentación de Información

Un Tenedor estadounidenses puede, en determinadas circunstancias, estar sujeto a una “retención de respaldo” en relación con determinados pagos recibidos, a menos que el tenedor (i) sea un contribuyente exento, y pueda demostrarlo cuando le fuera requerido, o (ii) presente un número de contribuyente válido, certifique que no está sujeto a dicha retención de respaldo o cumpla de otra forma con los requisitos aplicables establecidos por las normas sobre retención de respaldo. Todo monto retenido con arreglo a esas normas en general será computado como pago a cuenta del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos del Tenedor estadounidense. Los Tenedores no estadounidenses en general están exentos de las retenciones de respaldo, pero es posible que, en ciertos casos, deban realizar determinados trámites de certificación e identificación a fin de demostrar que tienen derecho a esa exención.

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Los Tenedores estadounidenses deben consultar a sus asesores impositivos acerca de los requisitos de información adicionales que pudieran ser aplicables como resultado de la compra, tenencia o disposición de las obligaciones.

Tenedores No Estadounidenses

Un tenedor o titular beneficiario de obligaciones que no sea Tenedor estadounidense (Tenedor no estadounidense) en general no estará sujeto al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos ni a la retención de impuestos sobre los intereses obtenidos de las obligaciones. Además, el Tenedor no estadounidense no estará sujeto al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos ni a la retención de impuestos sobre las ganancias realizadas al vender obligaciones a menos que dicha ganancia esté efectivamente relacionada con una actividad o negocio en los Estados Unidos llevado a cabo por dicho tenedor o, en el caso de una ganancia obtenida por un individuo que es Tenedor no estadounidense, el Tenedor no estadounidense permanezca en los Estados Unidos durante 183 días o un período mayor durante el ejercicio fiscal de la venta y se cumplan determinadas condiciones.

Documentos Presentados

Estamos sujetos a la obligación de presentar información dispuesta por la Ley del Mercado de Valores de 1934, con sus correspondientes reformas y, en consecuencia, presentamos informes y otra clase de información ante la SEC. Los informes y toda otra información que presentamos ante la SEC pueden ser consultados y copiados en la Sala de Referencia de la SEC en 100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549. Puede obtenerse información adicional acerca del funcionamiento de la Sala de Referencia comunicándose con la SEC al 1-800-SEC-0330. Los informes y otra información de Petrobras también pueden consultarse en las oficinas de la New York Stock Exchange ubicadas en 11 Wall Street, New York, New York 10005, en la que cotizan las ADS de Petrobras. Las presentaciones de Petrobras ante la SEC también están a disposición del público en el sitio de la SEC: http://www.sec.gov. Sírvase comunicarse con el (212) 656-5060 para obtener información adicional en relación con la obtención de copias de las presentaciones públicas de Petrobras en la New York Stock Exchange.

Petrobras también presenta estados contables y otros informes periódicos ante la CVM.

Item 11. Información Cualitativa y Cuantitativa sobre los Riesgos del Mercado

Petrobras

Gestión de Riesgos

La Compañía está expuesta a diversos riesgos de mercado y crediticios inherentes al curso normal de la actividad comercial. El riesgo de mercado es la posibilidad de que variaciones en las tasas de interés, tipos de cambio o precios de los commodities afecten en forma negativa el valor de los activos o pasivos financieros o los flujos de fondos futuros previstos. El riesgo crediticio es el incumplimiento, por parte de la contraparte, de la obligación de pago en virtud de un contrato comercial o de derivados.

Utilizamos instrumentos derivados para cubrir la exposición a riesgos de mercado relacionados con los precios de los commodities, las tasas de interés y los tipos de cambio. Estos instrumentos derivados se utilizan sólo para compensar la exposición a los riesgos de mercado. Nuestros ejecutivos están a cargo de la administración de los riesgos de mercado. Cubrimos los riesgos crediticios cumpliendo normas estrictas, supervisadas por un Comité de Crédito, para evaluar a las contrapartes y definir garantías adecuadas.

En marzo de 2010, como resultado de la adopción de un nuevo modelo de gobierno corporativo, el Comité Ejecutivo confirió el mandato del Comité de Gestión de Riesgos a un Comité Financiero recién creado. El Comité Financiero, compuesto por ejecutivos de todas las áreas de negocio de la Compañía, evalúa la exposición a riesgos y establece lineamientos para medir, controlar y administrar los riesgos relacionados con nuestras actividades y operaciones.

188

Riesgos Derivados de los Precios de los Commodities

Las ventas de crudo y productos derivados del petróleo de la Compañía se basan en los precios internacionales y por lo tanto estamos expuestos a las fluctuaciones de los precios en los mercados internacionales.

Con el fin de atenuar parte del impacto de estas fluctuaciones, realizamos operaciones de derivados, principalmente contratos de futuros, contratos a término, opciones y swaps. Nuestros contratos de derivados establecen coberturas económicas para las compras y ventas previstas de crudo y productos derivados del petróleo en los mercados internacionales que, en general, se proyecta concretar en un plazo de 30 a 360 días. Nuestra exposición en estos contratos se limita a la diferencia entre el valor contractual y el valor de mercado de los volúmenes cubiertos. Para obtener mayor información sobre las operaciones de derivados sobre commodities, véase la Nota 19 a los estados contables consolidados auditados.

El siguiente cuadro presenta un análisis de sensibilidad que indica la variación neta del valor justo de una variación negativa del 10% del precio de los commodities subyacentes al 31 de diciembre de 2010, que corresponde a un aumento del 10% en el precio de los commodities subyacentes para los contratos de opciones, futuros y swaps.

Petrobras PifCo Eliminaciones Total

Vigentes a

diciembre 2010 Cantidad Valor

Justo (1) Cantidad Valor Justo

(1) Cantidad Valor

Justo (1) Cantidad Valor

Justo (1) Sensibilidad al +10%

(en miles de

barriles)

(en millones de U$S)

(en miles de

barriles)

(en millones de U$S)

(en miles de

barriles)

(en millones de U$S)

(en miles de barriles)

(en millones de U$S)

(en millones de U$S)

Opciones: Contratos de compra.................

2,140 130 2.270

Contratos de venta ....................

(2,140) (260) (2.400)

0 0 0 0.0 Futuros:

Contratos de compra

1,464 12.843 14.307

Contratos de venta……

(1,380) (15.766) (17.146)

(27) (27) (25) Swaps:

Recibe tasa variable/ paga tasa fija............. 0 979 979 Recibe tasa fija/ paga tasa variable ..................... 0 (913) (288) (625)

0 (0) (1) (1) (2)

(1) El valor justo representa el cálculo de la ganancia o pérdida que se obtendría si los contratos se liquidaran a la fecha del balance general.

Riesgos Derivados de la Tasa de Interés y el Tipo de Cambio

El riesgo derivado de la tasa de interés al que está expuesto la Compañía es en función de nuestra deuda a largo plazo y, en menor medida, de nuestra deuda a corto plazo. Nuestra deuda a largo plazo consiste principalmente en obligaciones y préstamos tomados básicamente en relación con inversiones en proyectos de exploración y desarrollo y préstamos a compañías afiliadas. Nuestra deuda a corto plazo consiste principalmente en financiación de importaciones y exportaciones denominadas en dólares y préstamos de capital de trabajo de bancos comerciales. En general, nuestra deuda a tasa flotante en moneda extranjera está principalmente sujeta a las fluctuaciones de la tasa LIBOR. Nuestra deuda a tasa flotante en reales está principalmente sujeta a las variaciones del Certificado de Depósito Interbancario (Certificado de Depósito Interbancário o CDI) y la tasa de interés a largo plazo brasileña (Taxa de Juros de Longo Prazo o TJLP), fijada por el CMN.

189

Actualmente no utilizamos instrumentos derivados para administrar nuestra exposición a la variación de las tasas de interés. Hemos analizado diversas formas de instrumentos derivados para reducir nuestra exposición a las variaciones de las tasas de interés y podríamos utilizar estos instrumentos financieros en el futuro.

El riesgo del tipo de cambio al que estamos expuestos se limita al balance y deriva principalmente de la incidencia de las obligaciones no denominadas en reales en nuestra cartera de deuda. Véase el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras —Inflación y Variación del Tipo de Cambio.”

El siguiente cuadro presenta un resumen sobre la exposición de la Compañía al riesgo de variación de las tasas de interés y los tipos de cambio de nuestra cartera de deuda total correspondiente a 2010 y 2009. El total de la cartera de deuda incluye la deuda a largo plazo, los arrendamientos de capital, el financiamiento de proyectos y las porciones corrientes de los mismos, y la deuda a corto plazo.

Total Cartera de Deuda

2010 2009

(%) En reales:

A tasa fija ...................................................................................................................................................... 0,3 0,0 A tasa flotante............................................................................................................................................... 25,0 21,9 Subtotal......................................................................................................................................................... 25,3 21,9

En dólares: (1) A tasa fija ...................................................................................................................................................... 39,0 48,5 A tasa flotante (incluye deuda a corto plazo)................................................................................................ 33,5 27,4 Subtotal......................................................................................................................................................... 72,5 75,9

Otras divisas (principalmente yenes): A tasa fija ...................................................................................................................................................... 0,4 0,5 A tasa flotante............................................................................................................................................... 1,8 1,7

Subtotal......................................................................................................................................................... 2,2 2,2

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

Deuda a tasa flotante: En reales....................................................................................................................................................... 25,0 21,9 En moneda extranjera .................................................................................................................................. 35,3 29,1

Deuda a tasa fija: En reales....................................................................................................................................................... 0,3 0,0 En moneda extranjera .................................................................................................................................. 39,4 49,0

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

Dólares estadounidenses (1) ............................................................................................................................. 72,50 75,87 Euros ................................................................................................................................................................. 0,06 0,09 Yenes ................................................................................................................................................................. 2,17 2,15 Reales ................................................................................................................................................................ 25,27 21,89

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

(1) Incluye los Bonos en Yenes de PifCo al 2,15% con vencimiento en 2016, en relación con los cuales el pago de capital e intereses se fijó en dólares estadounidenses en virtud del swap de moneda descripto a continuación.

190

El siguiente cuadro presenta información sobre el total de las obligaciones de deuda de la Compañía al 31 de diciembre de 2010, que son sensibles a las variaciones de las tasas de interés y los tipos de cambio. Este cuadro contiene los principales flujos de fondos y las tasas de interés promedio relacionadas de dichas obligaciones, por moneda y fecha de vencimiento estimada. Las tasas de interés variables se basan en las tasas de referencia aplicables, LIBOR, TJLP, IGP-M o CDI (Certificado de Depósito Interbancario) al 31 de diciembre de 2010.

2011 2012 2013 2014 2015 2016-2040 Total

Valor Justo al 31

de diciembre de 2010

(en millones de U$S, con excepción de los porcentajes) Deuda en Euros:

Deuda a tasa fija ......... − − − − − − − − Tasa de interés promedio................................− − − − − − − − Deuda a tasa variable . 9 9 9 10 10 − 47 46

Tasa de interés promedio................................1,3% 1,9% 2,3% 2,9% 3,3% − − −

Deuda en Yenes: Deuda a tasa fija ......... 220 36 37 − − − 293 297 Tasa de interés promedio................................3,6% 1,7% 1,7% − − − − − Deuda a tasa variable . 12 133 145 281 158 461 1,190 1,174

Tasa de interés promedio................................4,1% 1,0% 1,0% 1,2% 1,1% 1,7% − −

Deuda en dólares: (1) Deuda a tasa fija ......... 728 223 785 584 147 24.350 26.816 31.960 Tasa de interés promedio................................5,0% 7,8% 8,9% 8,1% 8,7% 6,9% − − Deuda a tasa variable . 6.326 2.040 625 927 4.268 8.870 23.056 24.058

Tasa de interés promedio................................1,9% 2,8% 2,9% 3,3% 4,5% 6,3% − −

Deuda en reales: Deuda a tasa fija ......... − 16 27 27 26 116 212 156 Tasa de interés promedio................................− 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% − − Deuda a tasa variable . 901 1.709 888 1.702 716 11.254 17.169 16.919

Tasa de interés promedio................................8,8% 9,8% 8,7% 9,7% 7,2% 9,8% − −

Total de las obligaciones de deuda...................... 8.196 4.167 2.516 3.530 5.324 45.051 68.783 74.610

(1) Incluye los Bonos en Yenes de PifCo al 2,15% con vencimiento en 2016, en relación con los cuales el pago de capital e intereses se fijó en dólares estadounidenses en virtud del swap de moneda descripto a continuación.

La estrategia de administración de riesgo de divisas incluye la utilización de instrumentos derivados para proteger a la Compañía de la volatilidad del tipo de cambio, que puede afectar el valor de determinadas obligaciones.

PifCo

PifCo está expuesta a riesgos de mercado durante el curso de su actividad comercial, incluyendo riesgo de tasa de interés, riesgos relacionados con variaciones de los precios del petróleo y de los derivados del petróleo, y riesgos relacionados con variaciones del tipo de cambio. PifCo utiliza en forma limitada los derivados para administrar su exposición a estos riesgos de mercado. PifCo no mantiene instrumentos derivados con fines comerciales.

Riesgos Derivados del Precio de los Commodities

PifCo concreta operaciones de derivados para atenuar el impacto de las fluctuaciones del precio del crudo y los productos derivados del petróleo. PifCo utiliza contratos de futuros, swaps y opciones para proteger sus márgenes con anterioridad a las compras y ventas en los mercados internacionales, conforme se indica en el análisis de sensibilidad precedente.

191

Riesgos Derivados de la Tasa de Interés y el Tipo de Cambio

PifCo no está expuesta a un riesgo significativo derivado del tipo de cambio porque el 100% de su deuda es en dólares. PifCo no celebra contratos de derivados ni otros acuerdos para cubrir los riesgos derivados de la tasa de interés.

El siguiente cuadro presenta los montos y las tasas de interés promedio ponderadas anuales correspondientes, por fecha de vencimiento prevista, en relación con las obligaciones de deuda a largo plazo de PifCo al 31 de diciembre de 2010:

Obligaciones de Deuda 2012 2013 2014 2015 2016 2017-2041 Total

Valor Justo al 31 de

diciembre de 2010

(en millones de U$S, con excepción de los porcentajes)

Deuda en dólares estadounidenses: (1)

Deuda a Tasa Fija............. 70 432 442 22 1.331 9.077 11.374 13.099 Tasa de Interés Promedio......................... 5,5% 8,7% 7,6% 6,4% 4,8% 6,8% − − Deuda a Tasa Variable ...........................

692 104 112 50 30 70 1.058 1.084

Tasa de Interés Promedio......................... 3,4% 2,6% 3,2% 4,3% 3,6 5,8% − −

Total obligaciones de deuda .............................. 762 536 554 72 1.361 9.147 12.432 14.183

(1) Incluye los Bonos en Yenes de PifCo al 2,15% con vencimiento en 2016, en relación con los cuales el pago de capital e intereses se fijó en dólares estadounidenses en virtud del swap de moneda descripto a continuación.

Total Cartera de Deuda 31 de diciembre de 2010 31 de diciembre de 2009

(1)

Deuda en dólares estadounidenses: Deuda a Tasa Fija................................................................................................ 78,8% 76,5%

Deuda a Tasa Flotante ................................................................................................ 21,2% 23,5%

Deuda en Yenes: Deuda a Tasa Fija................................................................................................ 0% 0%

Deuda a Tasa Flotante ................................................................................................ 0% 0%

Total Cartera de Deuda................................................................................................ 100,0% 100,0%

(1) Incluye los Bonos en Yenes de PifCo al 2,15% con vencimiento en 2016, en relación con los cuales el pago de capital e intereses se fijó en dólares estadounidenses en virtud del swap de moneda descripto a continuación.

Las financiaciones a largo plazo en dólares estadounidenses de PifCo provienen principalmente de títulos de deuda y bancos comerciales. Las líneas de crédito comerciales están principalmente destinadas a la compra de crudo y productos derivados de petróleo en el mercado internacional para su venta a Petrobras y la compra a Petrobras de exportaciones de crudo y productos derivados de petróleo, con tasas de interés que oscilaban entre 1,55% y 3,03% al 31 de diciembre de 2010.

192

El siguiente cuadro indica el valor del swap de moneda en virtud del cual PifCo canjea pagos de capital e intereses sobre bonos denominados en yenes por montos en dólares estadounidenses. La variación del valor justo indica que el instrumento de cobertura es altamente eficaz.

Valor Justo Swaps de moneda con vencimiento en 2016

Tasa de Interés Valor de Referencia 31 de diciembre de 2010 31 de diciembre de 2009

(%)

(en millones de yenes) (en millones de U$S) Fijo/fijo 35.000 115 65 Tasa promedio pagada (U$S) ................... 5,69

Tasa promedio recibida (Yenes) ............... 2,15

Total Swaps de Moneda .......................... 35.000 115 65

Item 12. Descripción de Títulos que no sean Acciones

American Depositary Shares

Comisiones pagaderas por los tenedores de ADS de Petrobras

JPMorgan Chase Bank es el depositario de nuestras ADS representativas de acciones ordinarias y preferidas. Los tenedores de ADR deben pagar comisiones al depositario, y el depositario puede negarse a prestar un servicio para el cual se ha fijado una comisión hasta tanto tal comisión haya sido pagada.

Los tenedores de ADR deben pagar al depositario: (i) una comisión anual de U$S0,02 por ADS por la administración del programa de ADR y (ii) el importe de los gastos incurridos por el depositario o sus agentes en representación de los tenedores de ADR, incluyendo gastos derivados del cumplimiento de las leyes aplicables, impuestos u otras cargas gubernamentales, transmisiones de fax, o conversión de moneda extranjera a dólares estadounidenses. En ambos casos, el depositario podrá decidir, a su exclusivo criterio, efectuar el cobro a través de una factura a los tenedores o descontar la comisión de uno o más dividendos en efectivo u otras distribuciones en efectivo.

Los tenedores de ADR también deben pagar comisiones adicionales por determinados servicios provistos por el depositario, conforme se indica en el siguiente cuadro.

Servicio del depositario Comisión pagadera por los tenedores de ADR

Emisión y entrega de ADR, incluso en relación con distribuciones de acciones, divisiones de acciones .........................................................................................................

U$S5,00 por cada 100 ADS (o fracción)

Distribución de dividendos…………………………………………………………… U$S0,02 o menos por ADS

Retiro de acciones subyacentes a ADS.................................................................................U$S5,00 por cada 100 ADS (o fracción)

Transferencias, combinación o agrupamiento de ADR ........................................................U$S1,50 por ADS

193

Comisiones Pagaderas por el Depositario a Petrobras

El depositario nos reintegra ciertos gastos incurridos por Petrobras en relación con el programa de ADR, sujeto a un tope acordado periódicamente entre Petrobras y el depositario. En el siguiente cuadro se indican los montos de tales pagos correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010.

Pagos directos e indirectos por parte del depositario Monto (U$S)

Reintegro de gastos legales y contables incurridos en relación con la confección del Formulario 20-F y los requerimientos corrientes de cotización y cumplimiento de la SEC............................... U$S134.764,10

Reintegro de comisiones por cotización ..................................................................................................... 500.000,00

Reintegro de gastos de relación con inversores (1) .................................................................................... 138.324,17

Reintegro de gastos de publicidad y relaciones públicas (2)....................................................................... 7.292.652,97

Reintegro de intermediarios (3).................................................................................................................. 807.330,06

Gastos de terceros pagados directamente por el depositario en nombre de Petrobras ............................ —

Otros .......................................................................................................................................................... 210.484,00

Total............................................................................................................................................................ U$S9.083.555,30

(1) Incluye gastos asociados en relación con inversores y viáticos. (2) Incluye gastos legales y administrativos y gastos relacionados con el cumplimiento de los requisitos dispuestos por la Ley Sarbanes-

Oxley. (3) Los reintegros de intermediarios son comisiones pagaderas a proveedores de servicios por la distribución de material a los titulares

beneficiarios de ADR. El material corporativo incluye información sobre asambleas de accionistas y las tarjetas de instrucciones de voto relacionadas.

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PARTE II

Item 13. Incumplimientos, Dividendos Impagos e Incumplimiento de Pago

Ninguno.

Item 14. Modificaciones Substanciales de los Derechos de los Tenedores de Títulos y Destino de los Fondos

Ninguno.

Item 15. Controles y Procedimientos

Evaluación de Controles y Procedimientos de Divulgación de Información

Petrobras y PifCo han realizado una evaluación, con la participación de nuestro Presidente y nuestro Director Financiero, de la eficacia de nuestros controles y procedimientos de divulgación de información al 31 de diciembre de 2010. Existen limitaciones respecto de la efectividad de los sistemas de control y procedimientos de divulgación de información, incluso la posibilidad de errores humanos y de eludir o ignorar los controles y procedimientos. En consecuencia, aún los procedimientos y controles de divulgación de información efectivos pueden sólo proveer certeza razonable respecto del logro de sus objetivos de control. Sobre la base de la evaluación, nuestro Presidente y nuestro Director Financiero llegaron a la conclusión de que los procedimientos y controles de divulgación de información al 31 de diciembre de 2010 eran efectivos para proporcionar certeza razonable de que la información que se exige que suministremos en los informes que presentamos de conformidad con la Ley del Mercado de Valores se registra, procesa, resume y suministra dentro de los plazos estipulados por las normas y formularios aplicables, y que se recopila y comunica a la Dirección, incluidos nuestro Presidente y nuestro Director Financiero, en forma apropiada para que puedan tomarse decisiones oportunas en relación con la divulgación exigida.

Informe de la Dirección Relativo al Control Interno de la Información Financiera

Las Direcciones de Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras y Petrobras International Finance Company—PifCo (cada una, una “Compañía”) tienen la responsabilidad de establecer y mantener un efectivo control interno de la información financiera y de evaluar la efectividad del control interno de la misma.

El control interno de cada Compañía sobre la información financiera es un proceso diseñado por el Comité de Auditoría de Petrobras y el Presidente y el Director Financiero de cada Compañía o bajo la supervisión de los mismos, e implementado por el Consejo de Administración, la Dirección y el personal de cada Compañía con el fin de garantizar en forma razonable la confiabilidad de la información financiera presentada y la confección de estados contables consolidados para fines externos de conformidad con los GAAP de los Estados Unidos.

Dadas las limitaciones inherentes al control interno de la información financiera, es posible que dicho control no impida o detecte declaraciones falsas en forma oportuna. En consecuencia, aún los sistemas de control considerados efectivos pueden proporcionar sólo garantía razonable en cuanto a la confección y presentación de los estados contables consolidados. Asimismo, las proyecciones de evaluaciones de efectividad para períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan resultar inadecuados o de que exista un deterioro en el grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos.

Al 31 de diciembre de 2010, la Dirección de cada Compañía efectuó una evaluación de la efectividad del sistema de control interno de la información financiera de cada Compañía en base a criterios establecidos en: Control Interno— Marco Integrado emitido por el Comité de Organizaciones Patrocinantes – COSO – de la Comisión Treadway. En base a dicha evaluación, la Dirección de cada Compañía llegó a la conclusión de que al 31 de diciembre de 2010 el sistema de control interno de la información financiera de cada Compañía era efectivo.

195

La efectividad de los sistemas de control interno de la información financiera de cada Compañía al 31 de diciembre de 2010 ha sido auditada por KPMG Auditores Independentes, estudio contable certificado independiente, conforme lo establecido en el informe incluido en este Informe Anual.

Cambios en los Controles Internos

La Dirección de cada Compañía no identificó cambios en los sistemas de control interno de la información financiera durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010 que hayan afectado en forma substancial o probablemente afecten en forma substancial el control interno de la información financiera.

Item 16A. Experto Financiero del Comité de Auditoría

El 17 de junio de 2005, el Consejo de Administración de la Compañía aprobó la designación de un Comité de Auditoría para cumplir con los requisitos dispuestos por la Ley Sarbanes-Oxley de 2002. Nuestro Consejo de Administración nombró a Fabio Colletti Barbosa como experto financiero del Comité de Auditoría, quien reviste el carácter de independiente según se establece en el Artículo 240.10A-3, Título 17 del CRF.

El Consejo de Administración de PifCo ejerce la función de Comité de Auditoría según la Ley Sarbanes-Oxley de 2002. El Consejo de Administración de PifCo designó a Marcos Antonio Silva Menezes como “experto financiero del Comité de Auditoría” conforme lo definido en este Item 16A. Menezes no reviste el carácter de independiente según se establece en el Artículo 240.10A-3, Título 17 del CRF.

Item 16B. Código de Etica

Nuestra actividad comercial y nuestras relaciones con terceros se han guiado siempre por fuertes principios éticos. En 1998, el Comité Ejecutivo aprobó el Código de Etica de Petrobras que se extendió a todas las empresas de Petrobras en 2002, y al que se le dio el nuevo nombre de Código de Etica del Sistema Petrobras.

En 2006, luego de ser sometido a un proceso de revisión con amplia participación de nuestros segmentos de negocio, empleados y subsidiarias, el Código de Etica fue aprobado por el Comité Ejecutivo y el Consejo de Administración. El Comité Ejecutivo de Petrobras continuó desarrollando nuestro sistema de gestión de ética a través de la creación de la Comisión de Etica de Petrobras en 2008. El Código de Etica es aplicable a todos los empleados y a los miembros del Comité Ejecutivo y el Consejo de Administración. Este documento se encuentra disponible en nuestro sitio web en http://www.petrobras.com.br/es/inversores. La Comisión de Etica tiene la responsabilidad de promover el cumplimiento de los principios éticos y actuar como foro para la discusión de temas éticos. Actualmente, la Comisión está orientada al desarrollo y fortalecimiento del Sistema de Gestión de Etica de Petrobras cuyo objetivo es garantizar los más altos estándares éticos mediante la definición de las funciones de los gerentes, los empleados, la Comisión de Etica y sus relaciones.

196

Item 16C. Servicios y Honorarios del Estudio Contable

Honorarios de Auditoría y de Otras Funciones

Petrobras

El siguiente cuadro incluye los honorarios facturados a Petrobras por nuestros auditores externos, KPMG Auditores Independentes, durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010 y 2009:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009

(en miles de U$S) Honorarios de Auditoría .............................................................................................................................. 15.446 9.724 Honorarios relacionados con la Auditoría ................................................................................................... 320 154

Honorarios por servicios relacionados con impuestos ................................................................................ 398 229

Total ........................................................................................................................................................... 16.164 10.107

Los “Honorarios de Auditoría” presentados en el cuadro precedente corresponden al total de los

honorarios facturados por KPMG Auditores Independentes en relación con la auditoría de nuestros estados contables anuales, revisiones de períodos intermedios y auditorías de las subsidiarias (todas según los GAAP de los Estados Unidos y de Brasil y las auditorías de las subsidiarias según los GAAP de los Estados Unidos y de Brasil, entre otros) y la revisión de documentos periódicos presentados ante la SEC. En 2010, los “Honorarios de Auditoría” incluyen los honorarios totales facturados por KPMG Auditores Independentes por el monto de U$S1.557.000, en relación con la auditoría de los controles internos. Los “Honorarios Relacionados con la Auditoría” que figuran en el cuadro anterior corresponden al total de los honorarios facturados por KPMG Auditores Independentes por los servicios de certificación y otros servicios que están relacionados razonablemente con la realización de la auditoría o con revisiones de nuestros estados contables y no están incluidos en el rubro “Honorarios de Auditoría”.

Los honorarios por servicios relacionados con impuestos que figuran en el cuadro precedente son los honorarios facturados por KPMG Auditores Independentes por servicios relacionados con revisiones de cumplimiento fiscal en relación con la declaración de impuestos federal anual y procedimientos relacionados con el impuesto a las ganancias y a las ventas.

El contrato de Petrobras con KPMG Auditores Independentes fue firmado en 2006. Conforme a este contrato, KPMG Auditores Independentes auditará los estados contables de Petrobras hasta el cierre del ejercicio el 31 de diciembre de 2010.

PifCo

El siguiente cuadro incluye los honorarios facturados a PifCo por KPMG Auditores Independentes, durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010 y 2009:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2010 2009

(en miles de U$S) Honorarios de auditoría ............................................................................................................................. 540 404 Honorarios relacionados con la auditoría................................................................................................... 36 29

Total .......................................................................................................................................................... 576 433

Los “Honorarios de Auditoría” corresponden al total de los honorarios facturados por KPMG Auditores

Independentes en relación con la auditoría de los estados contables anuales, revisiones de períodos intermedios y

197

auditorías de las subsidiarias de PifCo (todos según los GAAP de los Estados Unidos y de Brasil y las auditorías de las subsidiarias según los GAAP de los Estados Unidos y de local GAAP) y la revisión de los documentos periódicos presentados ante la SEC. En 2010, los honorarios de auditoría incluyen el total de honorarios facturado por KPMG Auditores Independentes, por el monto de U$S36.000, en relación con la auditoría de los controles internos. Los “Honorarios relacionados con la Auditoría” incluidos en cuadro anterior corresponden a los servicios prestados en relación con la emisión de obligaciones de PifCo en los mercados de capitales internacionales y los servicios de certificación y otros servicios asociados que están relacionados razonablemente con la realización de la auditoría o con revisiones de los estados contables de PifCo y no se encuentran incluidos en el rubro “Honorarios de Auditoría”.

El contrato de PifCo con KPMG Auditores Independentes fue firmado en 2006 y, en virtud de la renovación de este contrato, KPMG Auditores Independentes auditará los estados contables de PifCo hasta el cierre del ejercicio el 31 de diciembre de 2011.

Políticas y Procedimientos de Aprobación del Comité de Auditoría

El Comité de Auditoría de Petrobras está autorizado a recomendar al Consejo de Administración políticas y procedimientos de aprobación previa para la contratación de los servicios de nuestros auditores externos o los de PifCo. En la actualidad, nuestro Consejo de Administración ha decidido no establecer dichas políticas y procedimientos de aprobación previa. Nuestro Consejo de Administración aprueba expresamente, caso por caso, la contratación de los auditores externos para todos los servicios a suministrarse a nuestras subsidiarias y a Petrobras. Los Estatutos de la Compañía prohíben que los auditores externos presten servicios de asesoramiento a nuestras subsidiarias o a Petrobras durante el período de contratación de los mismos.

Item 16D. Normas de Cotización Relativas a los Comités de Auditoría - Exención

De conformidad con las normas de la NYSE y la SEC relativas al Comité de Auditoría de sociedades que cotizan en bolsa, la Compañía debe cumplir con la Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores, que exige la creación de un Comité de Auditoría compuesto por miembros del Consejo de Administración que cumplan con determinados requisitos. En función de la exención establecida en la Norma 10 A-3(b)(iv)(E), hemos designado a dos miembros del Comité de Auditoría, Francisco Roberto de Albuquerque y Sergio Franklin Quintella, personas propuestas por el gobierno federal de Brasil, que es nuestro accionista mayoritario y por lo tanto una de nuestras afiliadas. Conforme a la evaluación de la Compañía, estos miembros actúan en forma independiente en el cumplimiento de sus responsabilidades en calidad de miembros del Comité de Auditoría de conformidad con la Ley Sarbanes-Oxley y cumplen con los demás requisitos establecidos en la Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores.

Item 16E. Adquisición de Acciones por parte del Emisor y Compradores Afiliados

Petrobras

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, ni Petrobras ni ningún “comprador afiliado”, según se define en la Norma 10b-18(a)(3) de La Ley del Mercado de Valores, adquirió ninguna de nuestras acciones.

Item 16F. Cambio del Contador Certificante del Declarante

No aplicable.

198

Item 16G. Gobierno Corporativo

Comparación de las Prácticas de Gobierno Corporativo de Petrobras con los Requisitos de Gobierno Corporativo de la NYSE aplicables a Sociedades constituidas en los EE.UU.

De acuerdo con las normas de la Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE), los emisores privados extranjeros están sujetos a requerimientos más limitados en lo referente a las prácticas de gobierno corporativo que los emisores locales de EE.UU. En calidad de emisor privado extranjero, Petrobras debe cumplir con cuatro normas principales relativas a las prácticas de gobierno corporativo de la NYSE: (i) debe cumplir con los requerimientos establecidos en la Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores; (ii) nuestro Presidente debe notificar por escrito inmediatamente a la NYSE si un ejecutivo toma conocimiento de un incumplimiento substancial de las normas relativas a las prácticas de gobierno corporativo de la NYSE; (iii) Petrobras debe proporcionar a la NYSE declaraciones escritas anuales y por períodos intermedios conforme lo exigido en virtud de las normas de gobierno corporativo de la NYSE; y (iv) Petrobras debe proporcionar una breve descripción de las diferencias significativas entre sus prácticas de gobierno corporativo y las prácticas de sociedades constituidas en los EE.UU. en virtud de las normas de cotización de la NYSE.

199

El siguiente cuadro incluye una breve descripción de las diferencias significativas entre las prácticas locales de Petrobras y las normas de gobierno corporativo de la NYSE.

Artículo

Normas de Gobierno Corporativo de la Bolsa de Valores de Nueva York para Emisores Locales de

EE.UU.

Prácticas de Petrobras

Independencia del Consejero

303A.01 En el caso de sociedades que cotizan en bolsa, la mayoría de sus consejeros deben ser independientes. Las “sociedades controladas” están exentas de este requisito.

Petrobras es una sociedad controlada porque el Gobierno Federal de Brasil tiene el control de la mayoría de las acciones con derecho a voto. Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a Petrobras cumplir con el requisito de que la mayoría de sus consejeros deban ser independientes si fuera un emisor local de los EE.UU. No existe una disposición legal ni una política que exija a Petrobras contar con consejeros independientes.

303A.03 Los consejeros no ejecutivos de cada sociedad que

cotiza en bolsa deben reunirse en sesiones ejecutivas regularmente programadas sin los miembros ejecutivos.

Con la excepción del Presidente de Petrobras (que también es consejero), todos los consejeros de Petrobras son consejeros no ejecutivos. Estos consejeros no ejecutivos no se reúnen en sesiones ejecutivas regularmente programadas sin la presencia del Presidente.

Comité de Gobierno Corporativo/ de Candidatura

303A.04 Las sociedades que cotizan en bolsa deben contar con un comité de gobierno corporativo/de candidatura íntegramente compuesto por consejeros independientes, con un reglamento escrito que incluya una serie de obligaciones mínimas específicas. No se exige a las “sociedades controladas” cumplir con este requisito.

Petrobras no cuenta con un Comité de Candidatura. Petrobras tampoco cuenta con un Comité de Gobierno Corporativo compuesto por consejeros.

El Consejo de Administración de Petrobras desarrolla, evalúa y aprueba principios de gobierno corporativo. Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a Petrobras cumplir con el requisito relativo al comité de gobierno corporativo/de candidatura si fuera un emisor local de los EE.UU.

Comité de Remuneración

303A.05 Las sociedades que cotizan en bolsa deben contar con un comité de remuneración íntegramente compuesto por consejeros independientes, con un reglamento escrito que incluya una serie de obligaciones mínimas específicas. No se exige a las “sociedades controladas” cumplir con este requisito.

Petrobras cuenta con un comité que asesora al Consejo de Administración en temas de remuneraciones y nombramiento de ejecutivos. No existe una disposición legal ni una política que exija que los miembros de este comité sean independientes. Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a Petrobras cumplir con el requisito relativo al comité de remuneración si fuera un emisor local de los EE.UU.

Comité de Auditoría

303A.06 303A.07

Las sociedades que cotizan en bolsa deben contar con un Comité de Auditoría compuesto por un mínimo de tres consejeros independientes que cumplan con los requisitos de independencia establecidos por la Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores, con un reglamento escrito que incluya una serie de obligaciones mínimas específicas.

El Comité de Auditoría de Petrobras es un comité asesor del Consejo de Administración y está compuesto por miembros independientes conforme a la Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Valores. El Comité de Auditoría cuenta con un reglamento escrito que establece sus responsabilidades entre las que se incluyen las siguientes: (i) fortalecer la relación con los auditores externos, y permitir una supervisión más detallada de su trabajo y de temas relacionados con su competencia e independencia, (ii) garantizar el cumplimiento de normas legales y regulatorias, incluyendo normas relacionadas con certificaciones, controles internos, procedimientos de cumplimiento y ética, y (iii) supervisar la situación financiera de la sociedad, especialmente en relación con riesgos, trabajos de auditoría interna y presentación de información financiera.

Planes de Opciones de Acciones

303A.08 Los accionistas deben tener la oportunidad de votar en relación con los planes de opciones de acciones y revisiones substanciales de los mismos, con limitadas excepciones establecidas en las normas de la NYSE.

En virtud de la Ley de Sociedades de Brasil, se requiere la aprobación de los accionistas para la adopción y revisión de los planes de opciones de acciones. Actualmente Petrobras no cuenta con planes de opciones de acciones.

200

Artículo

Normas de Gobierno Corporativo de la Bolsa de Valores de Nueva York para Emisores Locales de

EE.UU.

Prácticas de Petrobras

Políticas de Gobierno Corporativo

303A.09 Las sociedades que cotizan en bolsa deben adoptar y difundir políticas relativas a las prácticas de gobierno corporativo.

Petrobras cuenta con Políticas de Gobierno Corporativo (Diretrizes de Governança Corporativa) que abarcan temas relacionados con criterios de admisión, responsabilidades, remuneración, orientación, auto evaluaciones de los Consejeros y acceso a la Dirección. Las políticas no reflejan los requisitos de independencia establecidos en las Secciones 303A.01 y .02 de las normas de la NYSE. Determinadas partes de las políticas, incluyendo las secciones sobre responsabilidades y remuneración, no se analizan con el mismo nivel de detalle establecido en los comentarios relativos a las normas de la NYSE. Las políticas se encuentran disponibles en el sitio web de Petrobras.

Código de Etica para Consejeros, Funcionarios y Empleados 303A.10 Las sociedades que cotizan en bolsa deben adoptar

y difundir un código de conducta y ética empresarial para consejeros, funcionarios y empleados, y difundir de inmediato toda exención en relación con las disposiciones del código con respecto a consejeros o ejecutivos.

Petrobras adoptó un Código de Etica (Código de Ética) aplicable a sus empleados y un Código de Buenas Prácticas (Código de Boas Práticas) aplicable a consejeros y ejecutivos. No se permiten exenciones con respecto a las disposiciones del Código de Etica o el Código de Buenas Prácticas. Ambos documentos se encuentran disponibles en el sitio web de Petrobras.

Requerimiento de Certificación 303A.12 El Presidente de cada sociedad que cotiza en bolsa

debe certificar ante la NYSE cada año que no tiene conocimiento de violaciones por parte de la sociedad de las normas sobre prácticas de gobierno corporativo de la NYSE.

El Presidente de Petrobras notificará inmediatamente a la NYSE por escrito si un ejecutivo toma conocimiento de un incumplimiento substancial de las disposiciones aplicables de las normas sobre prácticas de gobierno corporativo de la NYSE.

201

PARTE III

Item 17. Estados Contables

No aplicable.

Item 18. Estados Contables

Véase páginas F-2 a F-171, incorporadas a este documento por referencia.

Item 19. Anexos

No. Descripción

1.1 Reforma de los Estatutos de Petróleo Brasileiro S.A.-Petrobras (junto con la versión en inglés) (incorporada por referencia al Informe Anual contenido en el formulario 20-F de Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 (Expediente No. 1-15106)).

1.2 Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras International Finance Company (incorporados por referencia al Anexo I del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentados ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las correspondientes reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002, el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333-14168) y el 26 de junio de 2007 y el 19 de mayo de 2008 (Expediente No. 001-331121)). El Acta Constitutiva y los Estatutos de PifCo fueron reformados por última vez el 23 de febrero de 2008.

2.1 Formulario del Contrato de Depósito Reformado y Actualizado de fecha enero de 2007, entre Petrobras, JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones ordinarias de Petrobras (incorporado por referencia al Anexo 4.1 de la Declaración de Registro de Petrobras y Petrobras International Finance Company en el Formulario F–3 presentado ante la SEC el 11 de diciembre de 2009 (Expediente No. 333-163665)).

2.2 Reforma Nº1 de fecha junio de 2007 del Contrato de Depósito Reformado y Actualizado de fecha 2 de enero de 2007, entre Petrobras, JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones ordinarias de Petrobras (incorporado por referencia al Anexo 4.2 de la Declaración de Registro de Petrobras y Petrobras International Finance Company en el Formulario F–3 presentado ante la SEC el 11 de diciembre de 2009 (Expediente No. 333-163665)).

2.3 Formulario de American Depositary Receipt representativo de American Depositary Shares que representan las acciones ordinarias de Petrobras (incorporado por referencia al Anexo 4.3 de la Declaración de Registro de Petrobras y Petrobras International Finance Company en el Formulario F–3 presentado ante la SEC el 11 de diciembre de 2009 (Expediente No. 333-163665)).

2.4 Formulario del Contrato de Depósito Reformado y Actualizado de fecha enero de 2007, entre Petrobras, JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones preferidas de Petrobras (incorporado por referencia al Anexo 4.4 de la Declaración de Registro de Petrobras y Petrobras International Finance Company en el Formulario F–3 presentado ante la SEC el 11 de diciembre de 2009 (Expediente No. 333-163665)).

2.5 Reforma Nº1 de fecha junio de 2007 del Contrato de Depósito Reformado y Actualizado de fecha 2 de enero de 2007, entre Petrobras, JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones preferidas de Petrobras (incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de Petrobras y Petrobras International Finance Company en el Formulario F–3 presentado ante la SEC el 11 de diciembre de 2009 (Expediente No. 333-163665)).

2.6 Formulario de American Depositary Receipt representativo de American Depositary Shares que representan las acciones preferidas de Petrobras (incorporado por referencia al Anexo 4.6 de la Declaración de Registro de Petrobras y Petrobras International Finance Company en el Formulario F–3 presentado ante la SEC el 11 de diciembre de 2009 (Expediente No. 333-163665)).

2.7 Contrato de Fideicomiso de fecha 19 de julio de 2002 entre Petrobras International Finance Company y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petrobras en el Formulario F-3, presentado ante la SEC el 5 de Julio de 2002 y las reformas presentadas el 19 de julio de 2002 y el 14 de agosto de 2002 (Expediente No. 333-92044-01)).

2.8 Primer Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 6 de julio de 2001, complementado el 26 de noviembre de 2001, y reformado y actualizado el 31 de marzo de 2010, entre Petrobras International Finance Company y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario, en relación con las Obligaciones Senior al 9,750% con vencimiento en

202

No. Descripción

2011.

2.9 Segundo Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 2 de julio de 2003, reformado y actualizado el 18 de septiembre de 2003 y reformado y actualizado el 31 de marzo de 2010, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Globales al 9,125% con vencimiento en 2013.

2.10 Tercer Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 10 de diciembre de 2003, reformado y actualizado el 31 de marzo de 2010, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Globales al 8,375% con vencimiento en 2018.

2.11 Contrato de Fideicomiso de fecha 6 de julio de 2001 entre Petrobras International Finance Company y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9¾% con vencimiento en 2011 (incorporado por referencia al Anexo 4.1 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras del Formulario F-4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333-14170)).

2.12 Cuarto Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 15 de septiembre de 2004, reformado y actualizado el 31 de marzo de 2010, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras en relación con Obligaciones Globales al 7,75% con vencimiento en 2014.

2.13 Acuerdo de Derechos de Registro de fecha 6 de julio de 2001 entre Petrobras International Finance Company, Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras y USB Warburg LLC, Banc of America Securities LLC, J.P. Morgan Securities Inc., RBC Dominion Securities Corporation y Santander Central Hispano Investment Securities Inc. (incorporado por referencia al Anexo 4.4 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras en el Formulario F-4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333-14170)).

2.14 Quinto Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 6 de octubre de 2006, reformado y actualizado el 7 de febrero de 2007 y reformado y actualizado el 31 de marzo de 2010, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York Mellon, en carácter de sucesor de JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras en relación con Obligaciones Globales al 6,125% con vencimiento en 2016.

2.15 Primer Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 1 de noviembre de 2007, reformado y actualizado el 11 de enero de 2008 y reformado y actualizado el 31 de marzo de 2010, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras en relación con Obligaciones Globales al 5,875% con vencimiento en 2018.

2.16 Garantía por las Obligaciones Senior al 9,750% con vencimiento en 2011, de fecha 31 de marzo de 2010, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.17 Garantía por las Obligaciones Globales al 9,125% con vencimiento en 2013, de fecha 31 de marzo de 2010, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.18 Garantía por las Obligaciones Globales al 8,375% con vencimiento en 2018, de fecha 31 de marzo de 2010, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.19 Contrato Marco de Exportación de fecha 21 de diciembre de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.14 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1 de julio de 2002 y las correspondientes reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

2.20 Reforma del Contrato Marco de Exportación de fecha 21 de mayo de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.18 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

2.21 Contrato de Depósito de fecha 21 de diciembre de 2001 entre U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, en calidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust, Citibank, N.A., en calidad de Intermediario de Títulos-Valores y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.15 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y cuyas reformas se presentaron el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

2.22 Carta Acuerdo relacionada con el Contrato de Depósito de fecha 16 de mayo de 2003 (incorporada por referencia al Anexo 2.20 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

2.23 Acuerdo de Servicios Administrativos de fecha 21 de diciembre de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras, en calidad de Agente de Ventas y Entregas, y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.16 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y cuyas reformas se presentaron el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

203

No. Descripción

2.24 Carta Acuerdo relacionada con el Acuerdo de Servicios Administrativos de fecha 16 de mayo de 2003 (incorporada por referencia al Anexo 2.22 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

2.25 Contrato de Fideicomiso Reformado y Actualizado de fecha 21 de diciembre de 2001, entre U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, en calidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust, Citibank, N.A., en calidad de Agente Pagador, Agente de Transferencia, Agente de Registro y Banco Depositario, y Petrobras International Finance Company, en calidad de Proveedor de Servicios (incorporado por referencia al Anexo 2.17 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y cuyas reformas se presentaron el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

2.26 Contrato de Compra de Obligaciones a Cobrar de fecha 21 de diciembre de 2001, entre Petrobras Finance Ltd., Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras y U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, exclusivamente en calidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust (incorporado por referencia al Anexo 2.18 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1º de julio de 2002, y cuyas reformas se presentaron el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

2.27 Contrato de Compra de Obligaciones a Cobrar Reformado y Actualizado, de fecha 21 de mayo de 2003, entre Petrobras Finance Ltd., Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras y U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, exclusivamente en calidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust (incorporado por referencia al Anexo 2.25 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

2.28 Acuerdo de Pago Anticipado, de fecha 21 de diciembre de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.26 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

2.29 Acuerdo de Pago Anticipado Reformado y Actualizado, de fecha 2 de mayo de 2003, entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.27 del Informe Anual contenido en el Formulario 20-F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333-14168)).

2.30 Garantía por las Obligaciones Globales al 7,75% con vencimiento en 2014, de fecha 31 de marzo de 2010, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.31 Garantía por las Obligaciones Globales al 6,125% con vencimiento en 2016, de fecha 31 de marzo de 2010, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.32 Garantía por las Obligaciones Globales al 5,875% con vencimiento en 2018, de fecha 31 de marzo de 2010, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.33 Segundo Contrato de Fideicomiso Complementario Reformado y Actualizado, de fecha inicial 11 de febrero de 2009, reformado y actualizado el 9 de julio de 2009, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras en relación con Obligaciones Globales al 7,875% con vencimiento en 2019.

2.34 Garantía Reformada y Actualizada, de fecha inicial 11 de febrero de 2009, reformada y actualizada el 9 de julio de 2009, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.35 Tercer Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 30 de octubre de 2009, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras en relación con Obligaciones Globales al 5,75% con vencimiento en 2020.

2.36 Cuarto Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 30 de octubre de 2009, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras en relación con Obligaciones Globales al 6,875% con vencimiento en 2040.

2.37 Garantía por las Obligaciones Globales al 5,75% con vencimiento en 2020, de fecha 30 de octubre de 2009, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.38 Garantía por las Obligaciones Globales al 6,975% con vencimiento en 2040, de fecha 30 de octubre de 2009, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.39 Quinto Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 27 de enero de 2011, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras en relación con las Obligaciones Globales al 3,875% con vencimiento en 2016.

2.40 Garantía por las Obligaciones Globales al 3,875% con vencimiento en 2016, de fecha 27 de enero de 2011, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.41 Sexto Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 27 de enero de 2011, entre Petrobras International Finance Company

204

No. Descripción

(PifCo) y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras en relación con las Obligaciones Globales al 5,375% con vencimiento en 2021.

2.42 Garantía por las Obligaciones Globales al 5,375% con vencimiento en 2021, de fecha 27 de enero de 2011, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.43 Séptimo Contrato de Fideicomiso Complementario, de fecha 27 de enero de 2011, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras en relación con las Obligaciones Globales al 6,750% con vencimiento en 2041.

2.44 Garantía por las Obligaciones Globales al 6,750% con vencimiento en 2041, de fecha 27 de enero de 2011, entre Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras y The Bank of New York Mellon, en calidad de Fiduciario.

2.45 Reforma Nº 2, de fecha 16 de septiembre de 2010, del Contrato de Depósito Reformado y Actualizado de fecha 2 de enero de 2007, entre Petrobras, JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones ordinarias de Petrobras (incorporado por referencia al Anexo 99.A.3 de la Declaración de Registro de Petrobras y Petrobras International Finance Company en el Formulario F-6 presentado ante la SEC el 16 de septiembre de 2010 (Expediente No. 333-169430)).

2.46 Reforma Nº 2, de fecha 16 de septiembre de 2010, del Contrato de Depósito Reformado y Actualizado de fecha 2 de enero de 2007, entre Petrobras, JPMorgan Chase Bank, N.A., en calidad de depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones preferidas de Petrobras (incorporado por referencia al Anexo 99.A.3 de la Declaración de Registro de Petrobras y Petrobras International Finance Company en el Formulario F-6 presentado ante la SEC el 16 de septiembre de 2010 (Expediente No. 333-169429)).

2.47 Contrato de Cesión, de fecha 3 de septiembre de 2010, entre Petrobras, el gobierno federal de Brasil, y la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

El monto de los títulos de deuda a largo plazo de Petrobras autorizado en virtud de determinados instrumentos no supera el 10% del total de los activos consolidados. Petrobras por el presente acuerda presentar ante la SEC, a su solicitud, copia de los documentos donde se especifican los derechos de los tenedores de su deuda a largo plazo o de sus subsidiarias, cuyos estados contables consolidados o no consolidados deben ser presentados.

4.1 Formulario del Contrato de Concesión para la Exploración, Desarrollo y Producción de petróleo crudo y gas natural celebrado entre Petrobras y la ANP (incorporado por referencia al Anexo 10.1 de la Declaración de Registro de Petrobras contenida en el Formulario F-1 presentado ante la SEC el 14 de julio de 2000 (Expediente No. 333-12298)).

4.2 Contrato de Compraventa de Gas Natural celebrado entre Petrobras y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos—YPFB (junto con una versión en inglés) (incorporado por referencia al Anexo 10.2 de la Declaración de Registro de Petrobras contenida en el Formulario F-1 presentado ante la SEC el 14 de julio de 2000 (Expediente No. 333-12298)).

8.1 Lista de subsidiarias.

12.1 Certificaciones de Petrobras conforme al Artículo 302 de la Ley Sarbanes-Oxley de 2002.

12.2 Certificaciones de PifCo conforme al Artículo 302 de la Ley Sarbanes-Oxley de 2002.

13.1 Certificaciones de Petrobras conforme al Artículo 906 de la Ley Sarbanes-Oxley de 2002.

13.2 Certificaciones de PifCo conforme al Artículo 906 de la Ley Sarbanes-Oxley de 2002.

15.1 Carta de Consentimiento de KPMG.

15.2 Carta de Consentimiento de KPMG.

15.3 Carta de Consentimiento de DeGolyer and MacNaughton.

99.1 Informes de Terceros de DeGolyer and MacNaughton.

205

FIRMAS

De acuerdo con los requerimientos del Artículo 12 de la Ley del Mercado de Valores de 1934, el declarante por el presente certifica que cumple con todos los requisitos necesarios para la presentación del Formulario 20-F y ha dispuesto que los funcionarios debidamente autorizados que suscriben el presente, firmen este Informe Anual en la ciudad de Río de Janeiro el 25 de mayo de de 2011.

Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS

Firmado por: /f/ José Sergio Gabrielli de Azevedo Nombre: José Sergio Gabrielli de Azevedo Cargo: Presidente

Firmado por: /f/ Almir Guilherme Barbassa Nombre: Almir Guilherme Barbassa Cargo: Director Financiero y Director de Relación con Inversores

206

FIRMAS

De acuerdo con los requerimientos del Artículo 12 de la Ley del Mercado de Valores de 1934, el declarante por el presente certifica que cumple con todos los requisitos necesarios para la presentación del Formulario 20-F y que ha dispuesto que los funcionarios debidamente autorizados y que suscriben el presente, firmen este Informe Anual en la ciudad de Río de Janeiro el 25 de mayo de 2011.

Petrobras International Finance Company—PifCo

Firmado por: /f/ Daniel Lima de Oliveira Nombre: Daniel Lima de Oliveira Cargo: Presidente del Consejero de Administración y Presidente

Firmado por: /f/ Sérvio Túlio da Rosa Tinoco Nombre: Sérvio Túlio da Rosa Tinoco Cargo: Director Financiero

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A.—PETROBRAS

INDICE DE LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AUDITADOS

Página

Informe de los Auditores Externos, KPMG .................................................................................. F-3 Balances Generales Consolidados ............................................................................................... F-5 Estados de Resultados Consolidados........................................................................................... F-7 Estados de Flujo de Efectivo Consolidados ................................................................................. F-9 Estados de Evolución del Patrimonio Neto Consolidados ......................................................... F-11 Notas a los Estados Contables Consolidados............................................................................. F-14 Información Suplementaria sobre la Exploración y Producción de Petróleo y Gas (No Auditada) F-128

PETROBRAS INTERNATIONAL FINANCE COMPANY

INDICE DE LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AUDITADOS

Página

Informe de los Auditores Externos, KPMG .............................................................................. F-145

Balances Generales Consolidados ........................................................................................... F-147 Estados Consolidados de Resultados....................................................................................... F-149 Estados Consolidados del Pasivo al Descubierto ..................................................................... F-150 Estados Consolidados de los Flujos de Efectivo....................................................................... F-151 Notas Explicativas a los Estados Contables Consolidados ...................................................... F-152

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y subsidiarias

(Traducción libre del original en inglés)

Estados contables consolidados al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 con Informe de la firma de Auditores Independientes Registrados en el PCAOB

F-2

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS

ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

Índice

Informe de la firma de Auditores Independientes registrados en PCAOB ................ F-3 - F-4 Balances Generales Consolidados ............................................................................. F-5 - F-6 Estados de Resultados Consolidados ........................................................................ F-7 - F- 8 Estados de Flujo de Efectivo Consolidados ............................................................. F-9 - F-10 Estados de Evolución del Patrimonio Neto Consolidados ..................................... F-11 - F-13 Notas a los Estados Contables Consolidados 1. La Compañía y sus Operaciones ................................................................................... F-14 2. Resumen de las Principales Prácticas Contables .......................................................... F-14 3. Impuestos sobre la Renta .............................................................................................. F-29 4. Efectivo y Equivalentes de Efectivo ............................................................................. F-33 5. Títulos y Valores Mobiliarios ....................................................................................... F-34 6. Cuentas a Cobrar, Netas ................................................................................................ F-35 7. Bienes de Cambio ......................................................................................................... F-36 8. Impuestos a Recuperar .................................................................................................. F-37 9. Bienes de Uso, Netos .................................................................................................... F-38 10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones ........................ F-41 11. Cuenta de Petróleo y Alcohol - Cuentas a Cobrar del Gobierno Federal ..................... F-42 12. Financiaciones ............................................................................................................... F-42 13. Ingresos (Gastos) Financieros, Netos ............................................................................ F-49 14. Obligaciones de Arrendamientos de Capital ................................................................. F-50 15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios .................. F-51 16. Patrimonio Neto ............................................................................................................ F-63 17. Adquisiciones /Ventas de Activos y Participaciones .................................................... F-70 18. Compromisos y Contingencias ..................................................................................... F-77 19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo ...................... F-93 20. Instrumentos Financieros ............................................................................................ F-104 21. Informaciones por Segmento ...................................................................................... F-106 22. Transacciones con Partes Relacionadas ...................................................................... F-119 23. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratórios......................... F-123 24. Eventos Siguientes ...................................................................................................... F-126 Información Suplementaria sobre la Exploración y Producción de Petróleo y Gas ....... F-128

F-3

Informe de los Auditores Independientes Registrados en el PCAOB (*)

(traducción libre del original en inglés)

A los Señores Directores y Accionistas de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Hemos auditado los balances generales consolidados de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (y subsidiarias) (“Compañía”) al 31 de diciembre de 2010 y de 2009, y los correspondientes estados consolidados de resultados, de evolución del patrimonio neto, y de los flujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes al período de tres años finalizado al 31 de diciembre de 2010. También hemos auditado los controles internos sobre los informes financieros al 31 de diciembre de 2010, con base en el criterio establecido en el Control Interno - Estructura Integrada (Internal Control - Integrated Framework) emitidos por el Comité de Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Treadway (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission - COSO). La Administración de la Compañía es responsable por los referidos estados contables consolidados, por el mantenimiento de controles internos efectivos sobre los informes financieros y por su evaluación de la eficacia de los controles internos sobre los informes financieros que se incluye en el Informe de la Administración adjunto, sobre el Control Interno sobre los Informes Financieros. Nuestra responsabilidad es la de emitir una opinión sobre tales estados contables consolidados y una opinión sobre los controles internos de la Compañía sobre la elaboración de los informes financieros consolidados con base en nuestras auditorías. Hemos realizado nuestras auditorías de acuerdo con los estándares del Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos de América (PCAOB - Public Company Accounting Oversight Board). Los referidos estándares exigen que planifiquemos y realicemos las auditorías para obtener una garantía razonable sobre si los estados contables consolidados están libres de errores significativos y sobre si se mantuvieron controles internos efectivos sobre los informes financieros consolidados en todos los aspectos importantes. Nuestras auditorías de los estados contables consolidados incluyeron los exámenes, con base en test, de las evidencias que sirven de base a las cifras y notas en los estados contables consolidados, evaluando los principios contables utilizados y las estimativas importantes realizadas por la administración, y evaluando la presentación de los estados contables consolidados en general. Nuestra auditoría de los controles internos sobre la elaboración de los informes financieros consolidados incluyó la obtención de un entendimiento de los controles internos sobre la elaboración de los informes financieros, evaluación del riesgo de que exista algún punto débil significativo y comprobación y evaluación del diseño y eficacia operativa de los controles internos con base en el riesgo evaluado. Nuestra auditoría también incluye la realización de todos los demás procedimientos que consideramos necesarios en tales circunstancias. Creemos que nuestras auditorías proporcionan una base razonable para nuestras opiniones.

F-4

Los controles internos de una compañía sobre la elaboración de los informes financieros consolidados es un proceso diseñado para proporcionar una garantía razonable sobre la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de estados contables consolidados para presentación externa, de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados. Los controles internos de una compañía sobre los informes financieros incluye las políticas y procedimientos que (1) están relacionados con el mantenimiento de registros que reflejan las transacciones y destinaciones de los activos de la Compañía de forma precisa y con un detalle razonable; (2) proporcionan una garantía razonable de que las transacciones han sido registradas en la forma necesaria para permitir la preparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados y que los ingresos y gastos de la Compañía se realizaron, únicamente, de acuerdo con las autorizaciones de la administración y directores de la Compañía; y (3) proporcionan una garantía razonable en relación a evitar o detectar oportunamente la adquisición, uso o destinación no autorizada de los activos de la Compañía que puedan tener un efecto significativo sobre los estados contables consolidados. Debido a sus limitaciones inherentes, los controles internos sobre los informes financieros consolidados pueden no evitar o detectar errores. Por otro lado, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad para períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones, o a que el grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos se pueda deteriorar. En nuestra opinión, los estados contables consolidados anteriormente citados presentan claramente, en todos los aspectos significativos, la posición financiera de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y subsidiarias, al 31 de diciembre de 2010 y de 2009 y los resultados de sus operaciones y de sus flujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes al período de tres años finalizado el 31 de diciembre de 2010 están en conformidad con los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de America. Además, en nuestra opinión, Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y subsidiarias, mantuvo, en todos los aspectos significativos, controles internos efectivos sobre los informes financieros al 31 de diciembre de 2010, con base en lo criterio establecido en COSO.

/s/ KPMG Auditores Independentes

KPMG Auditores Independentes

Rio de Janeiro, Brasil 15 de Marzo de 2011 (*) Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos de América (PCAOB - Public Company Accounting Oversight Board).

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2010 y 2009 Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses

F-5

Al 31 de diciembre de 2010 2009Activo Activo corriente

Efectivo y equivalentes de efectivo (Nota 4) 17.633 16.169Títulos y valores mobiliarios (Nota 5) 15.612 72Cuentas a cobrar, netas (Nota 6) 10.572 8.115Bienes de cambio (Nota 7) 11.834 11.117Impuestos a la renta diferidos (Nota 3) 534 660Impuestos a recuperar (Nota 8) 5.260 3.940Adelantos a proveedores 786 1.136Otros activos corrientes 1.632 1.435

63.863 42.644 Bienes de uso, netos (Nota 9) 218.567 136.167 Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones (Nota 10) 6.312 4.350 Activos no corrientes

Cuentas a cobrar, netas (Nota 6) 2.905 1.946Adelantos a proveedores 3.077 3.267Cuenta petróleo y alcohol - a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) 493 469Títulos y valores mobiliários (Nota 5) 3.099 2.659Depósitos restringidos por procesos legales y garantías (Nota 18 (b)) 1.674 1.158Impuestos a recuperar (Nota 8) 6.407 5.462Reputación Mercantil (Nota 17(a)) 192 139Gastos pagados por adelantado 516 618Otros activos 1.578 1.391

19.941 17.109 Total del activo 308.683 200.270 Ver las notas adjuntas a los estados contables consolidados.

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS (Continuación) 31 de diciembre de 2010 y 2009 Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses

F-6

Al 31 de diciembre de 2010 2009Pasivo y patrimonio neto Pasivo corriente

Cuentas a pagar a proveedores 10.468 9.882Deuda corriente (Nota 12) 8.960 8.431Monto corriente de las obligaciones por arrendamiento de capital (Nota 14) 105 227Impuesto a la renta a pagar 898 825Impuestos a pagar, excepto impuestos sobre la renta 5.135 5.149Sueldos y cargas sociales 2.617 2.118Dividendos e interés sobre capital a pagar (Nota 16 (f)) 2.158 1.340Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación - Pensión y Asistencia médica (Nota 15 (a)) 782 694Otras cuentas a pagar y provisiones 2.429 2.299

33.552 30.965Pasivo no corriente

Deuda no corriente (Nota 12) 60.471 49.041Obligaciones por arrendamiento de capital (Nota 14) 117 203Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación - Pensión y Asistencia Médica (Nota 15 (a)) 13.740 10.963Impuestos a la renta diferidos (Nota 3) 12.704 9.844Provisión para abandono de pozos (Nota 9 (b)) 3.194 2.812Contingencias (Nota 18 (b)) 760 469Otros pasivos 748 553

91.734 73.885Patrimonio neto

Acciones autorizadas y emitidas (Nota 16 (a)) Acción preferida - 2010 – 5.602.042.788 acciones y 2009 – 3.700.729.396 acciones 45.840 15.106Acción ordinaria - 2010 – 7.442.454.142 acciones y 2009 – 5.073.347.344 acciones 63.906 21.088Capital adicional desembolsado (86) 707Utilidades acumuladas

Asignadas 47.147 36.987No asignadas 13.758 15.062

Otras utilidades integrales acumuladas Ajustes de conversión acumulados 13.539 6.743Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos

((US$ 1.401) y (US$848) al 31de diciembre de 2010 y 2009, respectivamente) - costo de pensión y asistencia médica (Nota 15 (a)) (2.719) (1.646)

Ganancias (Pérdidas) no realizadas de títulos disponibles para venta, netas de impuestos 124 24

Pérdidas no reconocidas en hedging de flujo de efectivo, netas de impuestos (15) (13) Patrimonio neto de Petrobras 181.494 94.058 Participación no controlante (minoritaria) 1.903 1.362 Total del patrimonio neto 183.397 95.420 Total del pasivo y patrimonio neto 308.683 200.270Ver las notas adjuntas a los estados contables consolidados.

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto la cantidad de acciones y la utilidad por acción)

F-7

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2010 2009 2008 Ventas de productos y servicios 150.852 115.892 146.529 Menos: Impuesto al valor agregado y demás impuestos sobre ventas y servicios (26.459) (20.909) (25.046) Contribución por la Intervención en el Dominio Económico – CIDE (4.341) (3.114) (3.226) Ingresos operativos netos 120.052 91.869 118.257 Costo de ventas (70.694) (49.251) (72.865) Depreciación, agotamiento y amortización (8.507) (7.188) (5.928) Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (1.981) (1.702) (1.775) Pérdida de valor en la recuperación de los activos “impairment” ((Notas 9 (c) y 20 (b)) (402) (319) (519) Gastos por ventas, generales y administrativos (8.977) (7.020) (7.429) Gastos de investigación y desarrollo (993) (681) (941) Gastos por beneficios a empleados inactivos (752) (719) (841) Otros gastos operativos (3.588) (3.120) (2.665) Total de costos y gastos (95.894) (70.000) (92.963) Utilidad operativa 24.158 21.869 25.294 Participación en los resultados de sociedades no consolidadas (Nota 10) 413 157 (21) Ingresos financieros (Nota 13) 2.630 1.899 1.641 Gastos financieros (Nota 13) (1.643) (1.295) (848) Variación monetaria y cambiaria (Nota 13) 714 (175) 1.584 Otros impuestos (523) (333) (433) Otros gastos, netos 82 (61) (225) 1.673 192 1.698 Utilidad antes de los impuestos a la renta 25.831 22.061 26.992 Ver las notas adjuntas a los estados contables consolidados.

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS (Continuación) 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto la cantidad de acciones y la utilidad por acción)

F-8

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2010 2009 2008 Gastos por impuesto sobre la renta (Nota 3)

Corriente (3.396) (4.378) (6.904) Diferido (2.960) (860) (2.355) (6.356) (5.238) (9.259) Utilidad neta del ejercicio 19.475 16.823 17.733 Más/(Menos): Utilidad neta atribuible a participación no controlante (291) (1.319) 1.146 Utilidad neta del ejercicio atribuible a Petrobras 19.184 15.504 18.879 Utilidad neta aplicable a cada clase de acciones Ordinarias 11.043 8.965 10.916 Preferidas 8.141 6.539 7.963 Utilidad neta del ejercicio atribuible a Petrobras 19.184 15.504 18.879 Utilidad básica y diluida por: (Nota 16 (e))

Acciones ordinarias y preferidas 1,94 1,77 2,15 ADS ordinarias y preferidas 3,88 3,54 4,30 Cantidad promedia ponderada de acciones en circulación

Ordinarias 5.683.061.430 5.073.347.344 5.073.347.344 Preferidas 4.189.764.635 3.700.729.396 3.700.729.396 Ver las notas adjuntas a los estados contables consolidados.

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses

F-9

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2010 2009 2008Flujo de efectivo de las actividades operativas Utilidad neta del ejercicio 19.475 16.823 17.733 Ajustes para reconciliar utilidad neta y efectivo neto generado por actividades operativas: Depreciación, agotamiento y amortización 8.507 7.188 5.928 Costos de pozos secos 1.201 1.251 808 Participación en los resultados de sociedades no consolidadas (413) (157) 21

Pérdida (ganancia) cambiaria (401) (1.051) 2.211Impairment 402 319 519Impuestos a la renta diferidos 2.960 860 2.355Otros 942 (9) 617

Ajustes en el capital de trabajo: Aumento en cuentas a cobrar, netas (2.347) (777) (1.098) Aumento en bienes de cambio (427) (672) (568) (Disminución) aumento en adelantos a proveedores 454 (428) (1.684) Aumento en impuestos a recuperar (1.749) (882) (1.431) Aumento en cuentas a pagar a proveedores 251 206 2.246 (Disminución) aumento en impuestos a pagar (668) 1.086 (207) Aumento en obligaciones con beneficio post-jubilación - plan de pensión y salud 572 323 795 Aumento en contingências 226 42 114 Aumento en la nómina de pagos y cargas relacionadas 387 244 282 Aumento (disminución) en otros ajustes de capital de trabajo (877) 554 (421) Efectivo neto generado por actividades operativas 28.495 24.920 28.220 Flujo de efectivo de actividades de inversión Adiciones a bienes de uso (45.078) (35.134) (29.874) Inversiones en empresas afiliadas (2.276) (240) 452 Títulos y valores mobiliarios y otras actividades de inversión (15.666) 254 (44) Efectivo neto utilizado en actividades de inversión (63.020) (35.120) (29.466) Flujo de efectivo de actividades de financiación Costos de emisión de acciones (279) - - Adquisición de participación de accionistas no controlantes (350) - - Endeudamiento neto bajo acuerdos de línea de crédito - 1.100 -

Deuda corriente, neta de emisiones y amortizaciones 460 1.286 380Resultados de emisiones y reducción de deuda no corriente 20.189 27.345 15.049Pagos de la deuda a largo plazo (9.898) (5.084) (7.904)Emisión de acciones ordinarias y preferidas 30.563 - -Dividendos y interés sobre capital proprio pagados a accionistas y a los accionistas no controlantes (5.299) (7.712) (4.747)

Efectivo neto utilizado en actividades de financiación 35.386 16.935 2.778 Aumento (Disminución) de efectivo y equivalentes de efectivo 861 6.735 1.532Efecto de la variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes de efectivo 603 2.935 (2.020)Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio 16.169 6.499 6.987Efectivo y equivalentes de efectivo al final del ejercicio 17.633 16.169 6.499 Ver las notas adjuntas a los estados contables consolidados.

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS (Continuación) 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses

F-10

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de

2010 2009 2008Informaciones suplementarias sobre el flujo de efectivo: Efectivo pagado durante el año por Interés, neto del monto capitalizado 3.700 3.059 2.304 Impuestos sobre la renta y contribución social 2.816 4.929 6.271 Impuesto sobre la renta retenido en la fuente sobre inversiones

financieras 1.746 2.224 1.176 8.262 10.212 9.751Transacciones de inversión y financiación durante el año que no representan efectivo Reconocimiento de obligaciones por abandono de activos - Tópico ASC 410-20 1.088 (423) 75 Adquisición de bienes de uso en crédito - 70 - Adquisición de activos fijos por contrato con transferencia de beneficios, riesgos y control de activos - 63 6 Aumento de capital con Notas del Tesoro Brasileño utilizado para pago de parte del contrato de Cesión Onerosa 39.768 - - 40.856 (290) 81 Ver las notas adjuntas a los estados contables consolidados.

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto montos por acción)

F-11

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de

2010 2009 2008Acciones preferidas Saldo al 1º de enero 15.106 15.106 8.620 Aumento de capital con reserva de capital (Nota 16 (a)) 171 - 251 Aumento de capital con reserva estatutaria 300 - - Aumento de capital con reserva de utilidades no distribuidas (Nota 16 (a)) 1.580 - 6.235 Capitalización 28.683 - - Saldo al 31 de diciembre 45.840 15.106 15.106 Acciones ordinarias Saldo al 1º de enero 21.088 21.088 12.196 Aumento de capital con reserva de capital (Nota 16 (a)) 125 - 345 Aumento de capital con reserva estatutaria 219 - - Aumento de capital con reserva de utilidades no distribuidas (Nota 16 (a)) 1.152 - 8.547 Capitalización 41.322 - - Saldo al 31 de diciembre 63.906 21.088 21.088 Capital desembolsado adicional Saldo al 1º de enero 707 - - Cambio en el año (514) 707 - Costos de emisión de acciones (279) - - Saldo al 31 de diciembre (86) 707 - Otras pérdidas integrales acumuladasAjustes de conversión acumulados Saldo al 1º de enero 6.743 (15.846) 4.155 Cambio en el año 6.796 22.589 (20.001) Saldo al 31 de diciembre 13.539 6.743 (15.846) Ajustes de reservas de beneficios posteriores a la jubilación, netos de impuestos - costos de pensión y asistencia médica Saldo al 1º de enero (1.646) 37 (2.472) Otras disminuciones (aumentos) (1.626) (2.550) 3.801 Efecto tributario sobre lo anterior 553 867 (1.292) Saldo al 31 de diciembre (2.719) (1.646) 37

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Ejercicio finalizado al 31 de

diciembre de 2010 2009 2008Ganancias (pérdidas) sobre títulos disponibles para venta no reconocidas, netas de impuestos Saldo al 1º de enero 24 (144) 331 Ganancias (pérdidas) no realizadas 151 255 (490) Ganancias realizadas - - (229) Efecto tributario sobre lo anterior (51) (87) 244 Saldo al 31 de diciembre 124 24 (144) Pérdidas no reconocidas en hedging de flujo de efectivo, netas de

impuestos Saldo al 1º de enero (13) (39) (9) Cambio en el año (2) 26 (30)

Saldo al 31 de diciembre (15) (13) (39) Reserva de utilidades asignadas Reserva de capital – incentivos fiscales Saldo al 1º de enero 296 221 877 Aumento de capital (296) - (596) Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas - 75 (60) Saldo al 31 de diciembre - 296 221 Reserva Legal Saldo al 1º de enero 5.419 3.257 4.297 Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la conversión 1.124 2.162 (1.040) Saldo al 31 de diciembre 6.543 5.419 3.257 Reserva de utilidades no distribuídas Saldo al 1º de enero 30.755 12.123 30.280 Aumento de capital (2.732) - (14.782) Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la conversión 12.344 18.632 (3.375) Saldo al 31 de diciembre 40.367 30.755 12.123 Reserva estatutaria Saldo al 1º de enero 517 216 286 Aumento de capital (520) - - Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la conversión 240 301 (69)

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Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de

2010 2009 2008 Saldo al 31 de diciembre 237 517 217 Total de las reservas de utilidades acumuladas asignadas 47.147 36.987 15.818 Reserva de utilidades acumuladas no asignadas Saldo al 1º de enero 15.062 25.889 6.618 Utilidad neta del año atribuible a Petrobras 19.184 15.504 18.879 Dividendos e interés sobre el capital propio (por acción: 2010 - US$0,69 a acciones ordinarias y preferidas; 2009 - US$0,59 a acciones ordinarias y preferidas; 2008 - US$0,47 a acciones ordinarias y preferidas (6.780) (5.161) (4.152) Asignación a reservas de incentivos fiscales - (75) - Asignación a reservas (13.708) (21.095) 4.544 Saldo al 31 de diciembre 13.758 15.062 25.889 Total del patrimonio neto de Petrobras 181.494 94.058 61.909 Participación no controlante Saldo al 1º de enero 1.362 659 2.332 Utilidad neta del período 291 1.319 (1.146) Dividendos e intereses sobre el capital propio pagados 36 - (358) Transferencia al capital adicional desembolsado 103 (707) - Otros aumentos (disminuciones) 111 91 (169) Saldo al 31 de diciembre 1.903 1.362 659 Total del patrimonio neto 183.397 95.420 62.568 Utilidades (pérdidas) integrales se componen según se señala a continuación: Utilidad neta del ejercicio 19.475 16.823 17.733 Ajustes de conversión acumulados 6.796 22.589 (20.001) Ajustes de reservas para beneficios posteriores a la jubilación, netos de impuestos - costo de pensión y de asistencia medica (1.073) (1.683) 2.509 Ganancias (pérdidas) no realizadas sobre títulos disponibles para venta 100 168 (475) Ganancias (pérdidas) en hedging de flujo de efectivo no reconocidas (2) 26 (30) Total de utilidades integrales 25.296 37.923 (264) Menos: Utilidades integrales netas atribuibles a la participación no controlante (402)

(1.410) 1.315

Utilidades integrales atribuibles a Petrobras 24.894 36.513 1.051 Ver las notas adjuntas a los estados contables consolidados.

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1. La Compañía y sus Operaciones Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras es la compañía nacional de petróleo de Brasil y, directamente o a través de sus subsidiarias (que se refiere como “Petrobras” o la “Compañía”), está dedicada a la exploración, explotación y producción de petróleo de los pozos, de esquisto betuminoso y de otros minerales, y refinación, procesamiento, comercio y transporte de petróleo, productos derivados del petróleo, gas natural y otros hidrocarburos fluidos, además de otras actividades relacionadas con la energía. Adicionalmente, Petrobras puede promover la investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución y marketing de todos los sectores de energía, así como otras actividades relacionadas o similares.

2. Resumen de las Principales Prácticas Contables Al preparar estos estados contables consolidados, la Compañía ha seguido las políticas contables que están en correspondencia con las prácticas contables generalmente aceptadas en los Estados Unidos de América (“U.S. GAAP”). La preparación de estos estados contables requiere el uso de estimaciones y suposiciones que afectan los activos, pasivos, ingresos y gastos informados en los estados contables, así como los montos incluidos en las notas de los referidos estados contables. Las estimaciones adoptadas por la administración incluyen: reservas de petróleo y gas, pasivos de pensión y asistencia médica, depreciación, agotamiento y amortización, costos por abandono, valor justo de los instrumentos financieros, contingencias e impuestos a la renta y contribución social. Aunque la Compañía usa sus mejores estimaciones y juicios, los resultados reales pueden ser diferentes de esas estimaciones a medida que en el futuro vayan sucediendo los eventos que los confirman. Algunos valores de los ejercicios anteriores se han reclasificado para adaptarse a los estándares de presentación del ejercicio actual. Tales reclasificaciones no son significativas para los estados contables consolidados y no tuvieron impacto sobre la utilidad neta de la Compañía. Eventos subsecuentes al 31 de diciembre de 2010 se evaluaron hasta el momento de la presentación del Formulario 6-K ante la Security and Exchange Commission. .

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) a) Bases para la preparación de los estados contables

Los estados contables consolidados aquí adjuntos, pertenecientes a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (la Compañía), fueron preparados de acuerdo a los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de América (U.S. GAAP) y a las reglas y regulaciones de la Comisión Estadounidense de Valores y Bolsa (“Securities y Exchange Comission” - SEC). U.S. GAAP difiere en ciertos aspectos de los estándares internacionales de estados contables (IFRS), emitidos por el “International Financial Reporting Standards Board” (IASB) aplicados por Petrobras en sus estados contables estatutarios según la Ley Societaria Brasileña y regulaciones de la Comisión de Valores Mobiliarios de Brasil (CVM). La ley brasileña de las sociedades por acciones fue modificada en 2007 para permitir que los principios contables generalmente aceptados en Brasil fueran convergentes con los estándares internacionales de estados contables (IFRS), y Petrobras eligió presentar por primera vez sus estados contables para uso local, de acuerdo con el IFRS en el primer trimestre de 2010 (ver mayores detalles en la Nota 2 - ítem p). Los montos de dólares estadounidenses para los años presentados han sido convertidos a partir de los montos de Reales Brasileños de acuerdo con Codificación de Estándares Contables - Tópico ASC 830 - Conversión de Moneda Extranjera conforme se aplica a las entidades que operan en economías no-hiperinflacionarias. Las transacciones en moneda extranjera son inicialmente remensuradas en Reales de Brasil y después convertidas a dólares de los EEUU, con las ganancias y pérdidas de dicha remedición siendo reconocidas en los estados de resultados. Petrobras ha elegido el Dólar Estadounidense como moneda de reporte mientras que el Real Brasileño es su moneda funcional y de todas sus subsidiarias brasileñas. La moneda funcional de Petrobras Internacional Finance Company - PifCo y de algunas subsidiarias y de ciertas sociedades de propósito especial que operan en el ambiente económico internacional es el dólar estadounidense y la moneda funcional de Petrobras Argentina es el Peso Argentino.

La Compañía ha convertido todos los y activos y pasivos en dólares estadounidenses según el tipo de cambio corriente (R$1,666 y R$1,741 para US$1,00 al 31 de diciembre de 2010 y 2009, respectivamente), y todas las cuentas en los estados de resultado y flujos de efectivo (incluidos montos relativos a la indexación de la moneda local y las variaciones de cambio sobre los activos y pasivos denominados en moneda extranjera) al valor promedio de los tipos de cambio prevalecientes durante el ejercicio. La ganancia neta en la conversión de US$6.796 en 2010 (ganancia neta de conversión en 2009 - US$22.589 y pérdida neta de conversión en 2008 - US$20.001) resultante de este proceso de reconversión se excluyó del resultado y se presentó como ajuste de conversión acumulado (“CTA”) dentro de “Otras utilidades integrales acumuladas” en el estado de evolución del patrimonio neto consolidado.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)

b) Base de consolidación Los estados contables consolidados incluyen las cuentas de la Compañía y de todas las subsidiarias de participación mayoritaria en las que (a) la Compañía directa o indirectamente posee la mayor parte del patrimonio de la subsidiaria o, caso contrario, tiene control en la administración, o (b) en las que la Compañía ha determinado ser la principal beneficiaria de una entidad de participación variable de acuerdo con el Tópico de Codificación 810-10-25 (“Entidades de Participación Variable”). Todas las transacciones significativas intercompañías son eliminadas en la consolidación.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)

b) Base de consolidación (Continuación)

Las siguientes subsidiarias de participación mayoritaria y entidades de participación variable son consolidadas:

Sociedades subsidiarias Actividad Petrobras Química S.A. - Petroquisa y subsidiarias Petroquímica Petrobras Distribuidora S.A. - BR y subsidiarias Distribución Braspetro Oil Services Company - Brasoil y subsidiarias Operaciones internacionales Braspetro Oil Company - BOC y subsidiarias Operaciones internacionales Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIBBV y subsidiarias Operaciones internacionales Petrobras Gás S.A. - Gaspetro y subsidiarias Transporte de gas Petrobras Internacional Finance Company - PifCo y subsidiarias Financiación Petrobras Transporte S.A. - Transpetro y subsidiarias Transporte Downstream Participações Ltda. y subsidiarias Refinación y distribución Petrobras Netherlands BV - PNBV y subsidiarias Exploración y Producción Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN Energía Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro y subsidiarias Corporativa 5283 Participações Ltda. Corporativa Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII Corporativa FAFEN Energia S.A. y subsidiarias Energía Baixada Santista Energia Ltda. Energía Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE Energía Termoaçu S.A. Energía Termobahia S.A. Energía Termoceará Ltda. Energía Termorio S.A. Energía Termomacaé Ltda. Energía Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda. Energía Ibiritermo S.A. Energía Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. Energía Petrobras Biocombustível S.A. Energía Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP Exploración y Producción Comperj Participações S.A. Petroquímica Comperj Petroquímicos Básicos S.A. Petroquímica Comperj PET S.A. Petroquímica Comperj Estirênicos S.A. Petroquímica Comperj MEG S.A. Petroquímica Comperj Poliolefinas S.A. Refinaria Abreu e Lima S.A. Cordoba Financial Services Gmbh – CFS y subsidiarias Cayman Cabiunas Investments Co. Breitener Energética S.A.

Petroquímica Refinación Corporativa Exploración y Producción Energía

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) b) Base de consolidación (Continuación)

Sociedades de propósito especifico consolidadas de acuerdo con TÓPICO ASC 810-10-25 Actividad

Albacora Japão Petróleo Ltda. Exploración y Producción Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais -

CDMPI Refinación PDET Offshore S.A. Exploración y Producción Companhia de Recuperação Secundária S.A. Exploración y Producción Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN Transporte Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS Transporte Gasene Participações Ltda. Transporte Charter Development LLC- CDC Exploración y Producción Companhia Mexilhão do Brasil Exploración y Producción Fundo de Investimento em Direitos Creditórios não-padronizados do

Sistema Petrobras (1) Corporativa

(1) Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía tenía montos invertidos en el Fondo de Inversión de Derechos Crediticios No-Estandarizados del Sistema Petrobras (Fundo de Investimento em Direitos Creditórios não-padronizados do Sistema Petrobras - “FIDC-NP”). Este fondo de inversión se dedica principalmente a la adquisición de derechos crediticios devengados y/o no-devengados en las compañías del Sistema Petrobras y tiene el objetivo de optimizar la gestión financiera de los fondos de la Compañía.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) c) Efectivo y equivalentes de efectivo

El efectivo y equivalentes de efectivo consisten en inversiones altamente líquidas, listas para convertirse en efectivo y que tienen un vencimiento original de tres meses o menos a partir de la fecha de adquisición.

d) Títulos y valores mobiliarios

Los títulos y valores mobiliarios han sido clasificados por la Compañía como títulos disponibles para venta, mantenidos hasta el vencimiento o para negociación basado en las estrategias de administración seguidas con respecto a tales títulos.La Compañía clasifica y contabiliza sus valores negociables conforme el Tópico ASC 320 – Inversiones:

Los títulos para negociación son ajustados a valor corriente a través de los resultados

corrientes de los períodos;

Los títulos disponibles para venta son ajustados a valor corriente a través de otras utilidades integrales;

Los títulos mantenidos hasta la fecha de vencimiento se registran al costo amortizado.

El interés y la corrección monetaria de los títulos se registran en el estado de resultados. No hubo transferencias significativas entre categorías de inversión.

e) Bienes de cambio

Los bienes de cambio se expresan de la siguiente forma:

Las materias primas incluyen, principalmente, los bienes de cambio de petróleo que se expresan por el valor promedio de los costos de producción o importación, ajustado, cuando sea pertinente, por su valor de realización;

Los derivados del petróleo y el alcohol combustible se expresan, respectivamente, al

costo promedio de refinación y compra, ajustado cuando aplicable a su valor de realización;

Los materiales y suministros están expresados al costo promedio de compra, sin exceder

el valor de reposición y las importaciones en tránsito se expresan al costo identificado.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) f) Inversiones en compañías no consolidadas

La Compañía usa el método de equivalencia patrimonial para registrar todas las inversiones a largo plazo en las que posee entre el 20% y el 50% de las acciones en circulación con derecho a voto de la empresa objeto de la inversión, o tiene la habilidad de ejercer una influencia significativa sobre las políticas financieras y operativas de dicha empresa sin controlarla. El método de equivalencia patrimonial requiere ajustes periódicos a la cuenta de inversión para reconocer la parte o proporción de la Compañía en los resultados de la empresa objeto de la inversión, considerando la reducción referente al recibo de los dividendos pagados por esta última.

g) Bienes de uso

Costos incurridos en actividades de producción de petróleo y gas

Los costos incurridos con la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas se contabilizan según el criterio de los “esfuerzos exitosos”. Ese método requiere que se capitalicen los costos incurridos por la Compañía referentes a trabajos de perforación de pozos en desarollo e instalaciones en áreas de producción con reservas comprobadas y pozos de exploración con éxito. Además, los costos incurridos por la Compañía en actividades geológicas y geofísicas se registran en el resultado en el período en que se han incurrido, y los costos relativos a pozos exploratorios secos en propiedades con reservas no probadas se registran en el resultado cuando son considerados secos o inviables económicamente.

Costos capitalizados

Los costos capitalizados son depreciados según el método de unidades producidas basado en las reservas probadas desarrolladas. Esas reservas son estimadas por los geólogos e ingenieros en petróleo de la Compañía de acuerdo con los estándares SEC y se revisan anualmente o con mayor frecuencia siempre que haya indicaciones de cambios significativos.

Costos de adquisición de propiedades

Costos de adquisición de propiedades arrendadas desarrolladas o no desarrolladas incluyéndose bono de arrendamiento, corretaje y otros honorarios son capitalizados. Los costos de propiedades no desarrolladas que se vuelven productivas se transfieren a una cuenta de propiedad en producción.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) g) Bienes de uso (Continuación)

Costos de exploración

Los pozos de exploración que encuentran petróleo y gas en un área que requiere un significativo gasto de capital antes de que la producción pueda comenzar son evaluados anualmente para garantizar que las cantidades comerciales de las reservas han sido descubiertas o para que se realice o planifique el trabajo adicional de exploración. Los costos de exploración relacionados con las áreas donde han sido descubiertas cantidades comerciales son capitalizados y los costos de exploración donde trabajos adicionales están en curso o planeados siguen siendo capitalizados, pendientes de evaluación final. Los costos de los pozos de exploración no relacionados con cualquiera de estas pruebas son registrados como gastos. Todos los otros costos de exploración (incluidos los costos geológicos y geofísicos) son registrados como gastos a medida que se van realizando. Pozos exploratorios secos son registrados como gastos.

Costos de desarrollo

Los costos de desarrollo incluyendo pozos, plataformas, equipos de pozos y las consiguientes instalaciones de producción son capitalizados.

Costos de producción

Los costos habidos con los pozos productivos se registran como bienes de cambio y se llevan al resultado cuando los productos son vendidos.

Costos de abandono

La Compañía realiza estudio anual y revisión de su estimación de costos asociados con el abandono de pozos y la enajenación de las áreas de producción de petróleo y gas, teniendo en cuenta las nuevas informaciones sobre la fecha estimada de abandono y las estimaciones de costos revisadas para el abandono. Los cambios en la estimación de obligación por baja de los activos están relacionados principalmente con declaraciones comerciales de nuevos campos, algunos cambios en estimativas de costos y revisiones de informaciones de abandono proporcionadas por “joint-ventures” no operantes considerando la vida económica útil de los campos y los flujos de efectivo esperados, al valor presente, a una tasa de interés libre de riesgos, ajustada por el riesgo de Petrobras.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) g) Bienes de uso (Continuación)

Depreciación, agotamiento y amortización

La depreciación, agotamiento y amortización de los costos de arrendamiento de las instalaciones de producción se registran usando el método de unidades producidas por campos individuales según se van produciendo las reservas desarrolladas probadas. Las plataformas de producción arrendadas que no están vinculadas a los pozos correspondientes son depreciadas por el método lineal sobre la vida útil estimada de las plataformas. La depreciación, agotamiento y amortización de todos los otros costos capitalizados (tanto tangibles como intangibles) de las instalaciones de producción de petróleo y gas probadas se registran por el método de unidad de producción, por campos individuales, según se van produciendo las reservas desarrolladas probadas. El método lineal se utiliza para activos con una vida útil más corta que la vida del campo.

Otros bienes de uso se deprecian por el método de depreciación lineal, con base en las siguientes vidas útiles estimadas:

Clases de activos Vida útil promedio ponderado Edificaciones y mejoras 25 años (25-40 años) Equipos y otros bienes 20 años (3-31 años)

Impairment

De acuerdo con el Tópico de Codificación 360-10, la administración revisa los activos de vida útil prolongada, básicamente bienes de uso a ser utilizados en el negocio y los costos capitalizados relativos a actividades productivas de petróleo y gas, siempre que los eventos o cambios en las circunstancias indican que el valor según los libros contables de un activo o grupo de activos no se puede recuperar basado en flujos de efectivo futuros no descontados. Las revisiones se realizan al nivel más bajo de los activos a los cuales la Compañía puede atribuir flujos de efectivo futuros identificables. El valor contable neto de los activos subyacentes se ajusta a su valor justo por un modelo de flujo de efectivo futuro descontado, si la suma de los flujos de efectivo futuros no descontados que se espera es menor que el valor contable. Las principales suposiciones de los flujos de efectivo son: precios con base en el último plan estratégico presentado, curvas de producción vinculadas a proyectos existentes que incluyen la cartera de la Compañía, sus costos de mercado operativos y las inversiones necesarias para la conclusión de los proyectos.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) g) Bienes de uso (Continuación)

Mantenimiento y reparaciones Mantenimiento y reparaciones, que no incluyen mejoras significativas, se registran cuando se realizan, así como los grandes mantenimientos planificados. Se capitalizan las inversiones que significativamente aumentan la vida útil, la capacidad o mejoran la eficiencia de las propiedades existentes.

Interés capitalizado

El interés es capitalizado de acuerdo con el Tópico de Codificación 835-20 - Capitalización de Costo de Interés. El interés se capitaliza en proyectos específicos cuando el proceso de la construcción demora un tiempo considerable e implica mayores gastos de capital. El interés capitalizado se asigna a los bienes de uso y se amortiza considerando la vida útil estimada o el método de unidades producidas de los activos implicados. El interés es capitalizado por el costo promedio ponderado de los préstamos de la Compañía.

h) Ingresos, costos y gastos

Los ingresos provenientes de las ventas de petróleo crudo y derivados del petróleo, productos petroquímicos, gas natural y otros productos relativos se reconocen cuando el título es transferido al cliente porque en este momento el monto puede ser razonablemente medido, el cobro está razonablemente asegurado, hay evidencia persuasiva de un acuerdo, el precio del vendedor al comprador está determinado o puede determinarse y los riesgos y recompensas significativas de la propiedad se han transferido. Se transfiere el título al cliente en el momento de la entrega de acuerdo con los términos de los contratos de ventas. Los ingresos de la producción de las propiedades de gas natural en las que Petrobras tiene participación con otros productores se reconocen con base en los volúmenes reales vendidos durante el período. Los ajustes a realizar posteriormente a los ingresos basados en los acuerdos de participación en la producción o en las diferencias de entrega volumétrica no son significativos. Los costos y gastos se contabilizan según lo devengado. Las compras y ventas de bienes de cambio con la misma contraparte (acuerdos de compra/venta) se combinan y registran en bases netas y se presentan en “Costo de Ventas” del Estado de Resultados Consolidado.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) i) Impuestos sobre la renta

La Compañía contabiliza los impuestos sobre la renta de acuerdo con el Tópico de Codificación 740 - Contabilización de Impuestos sobre la Renta lo cual requiere un enfoque de activo y pasivo al registrar los impuestos corrientes y diferidos. Los activos y pasivos fiscales diferidos se reconocen por las futuras consecuencias impositivas atribuibles a diferencias entre los valores contabilizados en los estados contables de los activos y pasivos existentes y sus respectivas bases impositivas y los transportes contables de pérdidas operativas y de créditos fiscales. Los activos y pasivos fiscales diferidos se miden utilizando las tasas impositivas promulgadas que se espera se apliquen en la utilidad imponible en los ejercicios en que esas diferencias temporales sean recuperadas o liquidadas. El efecto sobre los activos y pasivos fiscales diferidos de un cambio en las tasas impositivas se reconoce en la utilidad del período que incluye la fecha de promulgación. La Compañía registra los beneficios fiscales de todas las pérdidas operativas netas como un activo fiscal diferido y reconoce una provisión para pérdidas respecto a cualquier parte de este beneficio que la administración considere que no será recuperada contra utilidad imponible futura, usando un criterio de “más probable que no”. De acuerdo con el Tópico de Codificación 740-10, la Compañía reconoce el efecto de una posición de un impuesto sobre la renta solamente si tal posición tiene más posibilidades a favor que en contra de mantenerse en caso de examen, con base en los méritos técnicos de la referida posición. Una posición de impuesto sobre la renta reconocida se mide por el mayor valor que sobrepase el 50% de probabilidad de realización. Los cambios en el reconocimiento o medida se reflejan en el período en que ocurre el cambio de juicio. La Compañía registra intereses y multas relacionadas a beneficios fiscales no reconocidos en “Otros gastos”.

j) Beneficios post-jubilación de empleados

La Compañía patrocina un plan de pensión de beneficios definidos, que cubre a sustancialmente a todos sus empleados, que la Compañía contabiliza e informado de acuerdo con el Tópico de Codificación 715 - Compensación - Beneficios de Jubilación.

Además, la Compañía ofrece ciertos beneficios de asistencia médica para los empleados jubilados y sus dependientes. El costo de dichos beneficios es reconocido según el Tópico de Codificación 715 - Compensación—Beneficios de Jubilación.

La Compañía también contribuye con los planes brasileños de pensión y con planes de pensión del gobierno de subsidiarias internacionales, seguridad social y pérdida del puesto de trabajo a tasas basadas en la nómina, y dichas contribuciones se registran como gastos según se van incurriendo. Otras indemnizaciones se pueden pagar en caso de despidos involuntarios de los empleados pero, basados en los planes operativos actuales, la administración no considera que haya montos significativos a pagar de acuerdo con este plan.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)

k) Utilidades por acción

Las utilidades por acción se computan a través del método de las dos clases, que consiste en una fórmula de asignación de utilidades que determina utilidades por acción para ambos os grupos de acciones preferidas, las cuales son títulos de participación y acciones ordinarias, como si toda la utilidad neta de cada ejercicio hubiera sido distribuida de acuerdo con una fórmula predeterminada que se describe en la Nota 16(f).

l) Contabilización de derivados y actividades de hedging

La Compañía adopta el Tópico de Codificación 815 - Derivados y Operaciones de Hedging, junto con sus enmiendas e interpretaciones que se denominan colectivamente en este documento como “ASC 815”. Estas reglas requieren que todos los instrumentos derivados se registren en el balance general de la Compañía como un activo o como un pasivo y sea medido al valor justo. ASC 815 requiere que los cambios en el valor justo de los derivados se reconozcan en el estado de resultados a menos que se cumplan criterios contables específicos del hedging; y los determinados por la Compañía. Para los derivados contabilizados como hedging, los ajustes al valor justo se contabilizan en el estado de resultados o en “otras utilidades integrales acumuladas”, un componente del patrimonio neto, dependiendo del tipo de hedge contable y el grado de efectividad de la operación de hedging. La Compañía usa instrumentos financieros derivados, no denominados como contabilización de hedge, para reducir el riesgo de oscilaciones de precios desfavorables para las compras de petróleo crudo. Estos instrumentos son valuados a valor de mercado con las ganancias o pérdidas relacionadas reconocidas como “Ingresos financieros” o “Gastos financieros”.

La Compañía puede también usar derivados no denominados como hedge para reducir el riesgo de oscilaciones desfavorables en el tipo de cambio en su financiación denominada en moneda extranjera. Las ganancias y pérdidas a partir de los cambios en el valor justo de estos contratos son reconocidas como “Ingresos financieros” o “Gastos financieros”.

La Compañía también puede usar derivados de hedge para proteger el cambio de las tasas de interés en diferentes monedas. Estos derivados de hedge utilizados así como el riesgo protegido por el hedge se contabilizan en un modelo de flujo de efectivo. Con base en este modelo, las ganancias y pérdidas asociadas al instrumento derivado son diferidas y registradas en “Otras utilidades integrales acumuladas” hasta el momento en que la transacción de hedging impacte los resultados, considerando la excepción de cualquier hedge inefectivo, que se registran directamente en los estados de resultado.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)

m) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente

Intangibles – Reputación mercantil (Goodwill) y otros (Tópico 350): al realizar el paso 2 del test de impairment de reputación mercantil para las unidades declarantes con valores contables cero o negativo – (ASU 2010-28)

El ASU 2010-28 determina cuando realizar el Paso 2 del Test de Impairment de reputación mercantil para Unidades Declarantes con valores contables cero o negativos. De acuerdo con esta nueva directriz, una entidad debe considerar hasta qué punto es probable, o no que exista impairment de reputación mercantil para cada unidad declarante con valor contable cero o negativo. Si se considerara la existencia de impairment de reputación mercantil, deberá realizarse el segundo paso del Test de Impairment de reputación mercantil. La Compañía no tiene reputación mercantil registrada en las unidades declarantes con valor contable cero o negativo.

n) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente

Transferencias y Servicio (ASC 860), Registro Contable de Transferencias de Activos Financieros (ASU 2009-16) FASB emitió el pronunciamiento ASU 2009-16 en diciembre de 2009. Este estándar retira el concepto de Sociedad de Propósito Específico Elegible (Qualifying Special Purpose Entity - “QSPE”) y la excepción para la consolidación de QSPEs y aclara los requisitos para las transferencias de activos financieros elegibles para registro contable de venta. El ASU 2009-16 se adoptó el 1º de enero de 2010, y no tuvo impacto significativo sobre los resultados de las operaciones, la posición financiera o la liquidez de la Compañía.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación)

n) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente (Continuación)

Consolidación (ASC 810), mejoras en los Informes Contables por las Empresas Envueltas con Entidades de Interés Variable (ASU 2009-17)

FASB emitió el pronunciamiento ASU 2009-17 en diciembre de 2009. Este estándar pasó a vigorar para la Compañía el 1º de enero de 2010. El ASU 2009-17 determina que la empresa evalúe cualitativamente si es la principal beneficiaria de una sociedad de interés variable y, en ese caso, tal sociedad debe ser consolidada. Adicionalmente, este pronunciamiento requiere continuas evaluaciones de si la empresa es la principal beneficiaria de una sociedad de interés variable. El ASU 2009-17 se adoptó el 1º de enero de 2010, y no tuvo impacto significativo sobre los resultados de las operaciones, la posición financiera o la liquidez de la Compañía.

Efectos a Cobrar (Tópico 310): Divulgaciones sobre la Calidad de Crédito de los Efectos a Cobrar Financieros y Provisión para Pérdidas Crediticias (ASU 2010-20)

La ASU 2010-20 aumenta las divulgaciones exigidas para efectos a cobrar financieros y provisiones para pérdidas crediticias de acuerdo con la Codificación 310, Efectos a Cobrar de los Estándares Contables de FASB. La mayoría de las divulgaciones existentes ha sido enmendada para requerir informaciones en bases más desagregadas. La ASU-2010-20 se adoptó en diciembre de 2010. La adopción del estándar no modificó las divulgaciones actuales de la Compañía.

Contabilidad de Plan—Planes de Pensión de Contribución Definida (Tópico 962): Divulgación de préstamos a participantes por Planes de Pensión de Contribución Definida (un consenso del Grupo de Trabajo de Cuestiones Emergentes de FASB [FASB Emerging Issues Task Force]) (ASU 2010-25) La ASU 2010-25 determina que los préstamos a participantes se clasifiquen como efectos a cobrar de los participantes y se midan por su saldo en abierto de principal, más todos los intereses devengados y no pagados. La ASU 2010-25 se adoptó en diciembre de 2010 y no generó otro impacto sobre los resultados de las operaciones, la posición financiera o liquidez de la Compañía que el de su divulgación.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) o) Cambio en las estimativas contables

En principios de 2010, en consecuencia de la evaluación periódica de la vida útil estimada de sus activos, la Compañía modificó las tasas de depreciación de las plantas termoeléctricas y de las instalaciones del sector de Abastecimiento, con base en los informes preparados por evaluadores independientes. Los cambios fueron registrados contablemente de forma prospectiva de acuerdo con ASC 250 (Cambios Contables y Corrección de Errores) y los resultados de las operaciones de la Compañía sufrieron el impacto de un aumento de US$352, neto de impuestos, en el ejercicio finalizado en 31 de diciembre de 2010. La tabla a continuación proporciona las tasas de depreciaciones anteriores y actuales como resultado de la evaluación:

Tiempo de vida útil estimado Antiguo Nuevo

(promedio) Equipos de sistemas óticos 7 años 20 años Equipos y instalaciones de distribución 10 años 14 años Equipos y conjuntos industriales de la refinación 10 años 20 años Equipos y conjuntos industriales de fertilizantes 10 años 22 años Tanques de almacenamiento de productos 10 años 26 años Ductos 10 años 31 años Plataformas 16 años 27 años Plantas termoeléctricas 20 años 23 años Navíos 20 años 25 años

p) Adopción de IFRS para propósitos locales

La Ley Corporativa Brasileña fue enmendada en 2007 para permitir que las normas contables generalmente aceptadas en Brasil convergiesen con los International Financial Reporting Standards, el “IFRS”, emitidos por el International Accounting Standards Board, o “IASB”. La adopción del IFRS en Brasil es obligatoria para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2010 y es neutral en términos fiscales de acuerdo con la legislación actual del impuesto sobre la renta. La Compañía optó por presentar, por primera vez en el primer trimestre de 2010, sus estados contables para propósitos locales de acuerdo con el IFRS. Los estados contables de la Compañía preparados de acuerdo con el U.S.GAAP no fueron afectados por la adopción del IFRS a no ser en lo que se refiere a dividendos y a pago de participación en la utilidad para nuestros empleados, que se basan en la utilidad neta calculada de acuerdo con el IFRS.

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3. Impuestos sobre la Renta Los impuestos sobre la renta en Brasil consisten en el impuesto federal a la renta y contribución social, que es un impuesto federal adicional a la renta. Las tasas impositivas estipuladas estatutariamente han sido 25% y 9%, respectivamente, para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008. En esencia todos los ingresos tributables de la Compañía se generan en Brasil y, por consiguiente, están sujetos al tipo impositivo estatutario brasileño. La siguiente tabla reconcilia los impuestos calculados sobre la base de los tipos impositivos estatutarios brasileños de 34% con el gasto referente al impuesto a la renta registrado en estes estados contables consolidados.

Ejercicio finalizado al 31 de

diciembre de 2010 2009 2008

Utilidad del ejercicio antes de los impuestos sobre la renta yparticipación de minoritarios: Brasil 24.107 20.770 28.080Internacional 1.724 1.291 (1.088)

25.831 22.061 26.992 Gastos por impuestos sobre la renta a tasas estatutarias - (34%) (8.783) (7.501) (9.177)Ajustes para la determinación de la tasa impositiva efectiva:

Beneficios de asistencia médica y de post-jubilación no deducibles (206) (148) (254)Cambio en la provisión de evaluación (106) (98) (1.004)Utilidades en el exterior sujetas a diferentes tasas de impuestos 339 556 25Incentivo fiscal (1) 131 167 219Equivalencia Patrimonial 104 114 (7)Beneficio fiscal de los intereses sobre el capital propio (ver Nota 16 (f)) 1.991 1.331 995Innovaciones Tecnológicas 157 134 162Impairment sobre Reputación Mercantil (ver Nota 17(a)) - - (76)Otros 17 207 (142) Gastos por impuesto sobre la renta por estado de resultadosconsolidados (6.356) (5.238) (9.259)

(1) El 10 de mayo de 2007, la Secretaría de Hacienda Federal de Brasil reconoció el derecho de Petrobras

de desgravar algunos incentivos fiscales del impuesto sobre la renta a pagar, cubriendo los ejercícios fiscales de 2006 hasta 2015. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, Petrobras reconoció un beneficio fiscal por un monto de US$131 (US$167 al 31 de diciembre de 2009 y US$219 al 31 de diciembre de 2008) básicamente relacionado a estos incentivos en el Nordeste, en la región cubierta por la Agencia de Desarrollo del Nordeste (ADENE), asegurando un 75% de reducción en el impuesto sobre la renta a pagar, calculado sobre las utilidades de la explotación de las actividades incentivadas y que se han contabilizado por el método de flow through.

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3. Impuestos sobre la renta (Continuación) La tabla a continuación muestra la división entre el beneficio (gasto) de los impuestos sobre la renta nacional e internacional atribuible a los ingresos de las operaciones continuas:

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de

2010 2009 2008 Brasil: Corriente (3.156) (3.987) (6.583) Diferido (2.887) (932) (2.463) (6.043) (4.919) (9.046) Internacional: Corriente (240) (391) (321) Diferido (73) 72 108 (313) (319) (213) Gastos de Impuestos sobre la Renta

(6.356) (5.238) (9.259)

Todos los activos y pasivos fiscales diferidos registrados se relacionan principalmente a Brasil y no hay activos y pasivos fiscales diferidos significativos de localidades internacionales. No existe compensación de impuestos diferidos entre jurisdicciones.

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3. Impuestos sobre la Renta (Continuación) Los principales componentes de las cuentas de impuesto sobre la renta diferidos en el balance general consolidado se presentan a continuación:

Al 31 de diciembre de 2010 2009

Activos corrientes 540 669Provisión de evaluación (5) (8)Pasivos corrientes (1) (15) Activos fiscales diferidos corrientes, netos 534 646 Activos no corrientes Beneficios post-jubilación a los empleados, netos de ajustes de

reservas de beneficios post-jubilación cumulativos 1.458 879 Quebrantos impositivos a compensar 2.364 2.194 Otras diferencias temporárias, individualmente no significantes 801 1.091 Provisión de evaluación (1.803) (1.691) 2.820 2.473 Pasivos no corrientes

Costos de exploración y desarrollo capitalizados (11.292) (8.912)Bienes de uso (1.597) (1.609)Variación cambiaria (1.390) (995)Otras diferencias temporales, individualmente no significantes (928) (526)

(15.207) (12.042) Pasivos fiscales diferidos no corrientes netos (12.387) (9.569) Activos fiscales diferidos no corrientes 317 275 Pasivos fiscales diferidos no corrientes (12.704) (9.844) Pasivos fiscales diferidos netos (11.853) (8.923)

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3. Impuestos sobre la Renta (Continuación) La Compañía tiene quebrantos impositivos a compensar nacionales acumulados que ascienden a US$1.313 al 31 de diciembre de 2010, disponibles para compensar futuras utilidades imponibles, limitados al 30% de las utilidades imponibles en cualquier ejercicio individual. Esos quebrantos impositivos a compensar pueden acumularse indefinidamente en Brasil. La Administración cree que para los beneficios fiscales en donde la provisión para evaluación tiene más probabilidad a favor que contra que esos beneficios fiscales se realicen hasta diez años en el máximo. La Compañía tiene quebrantos impositivos a compensar internacionales acumulados que ascienden a US$5.684 al 31 de diciembre de 2010. Los quebrantos impositivos a compensar existen en muchas jurisdicciones internacionales. Aunque algunos de esos quebrantos impositivos a compensar no tienen fecha de expiración, otros expiran en diversas fechas de 2011 a 2030. La provisión de evaluación se ha determinado para determinados créditos de quebrantos impositivos a compensar que reduce el impuesto diferido a un monto cuya probabilidad de ser realizado es mayor que la de no serlo. Anualmente la Administración evalúa la capacidad de realización de los activos fiscales diferidos tomando en consideración, entre otros elementos, el nivel histórico de ingresos imponibles, las utilidades imponibles proyectadas para el futuro, las estrategias de planificación de impuestos, las fechas de expiración de los quebrantos impositivos a compensar y la reversión programada de las diferencias temporales existentes. El monto de los activos fiscales diferidos considerados realizables puede, sin embargo, verse reducido caso se reduzcan las estimativas de futuras utilidades imponibles. El cuadro siguiente presenta el cambio neto en la provisión de evaluación para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008: Ejercicio finalizado al 31 de

diciembre de 2010 2009 2008 Saldo al 1 de enero (1.699) (1.614) (667)Adiciones (146) (185) (1.071)Reducciones asignadas a gastos del impuesto sobre la renta 40 88 67Ajustes de conversión acumulados (3) 12 57

Saldo al 31 de diciembre (1.808) (1.699) (1.614) Provisión de evaluación corriente (5) (8) (5)Provisión de evaluación no corriente (1.803) (1.691) (1.609) Las adiciones de la provisión de evaluación de US$146 en 2010 y US$185 en 2009 se relacionan principalmente a los quebrantos impositivos a compensar de las operaciones en el exterior y de las centrales termoeléctricas nacionales para las cuales no se espera realizar ningún beneficio fiscal en el futuro previsible.

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3. Impuestos sobre la Renta (Continuación) La Compañía no ha reconocido una obligación fiscal diferida de aproximadamente US$449 por las utilidades no distribuidas de sus operaciones extranjeras obtenidas en 2010 y años anteriores puesto que la Compañía considera reinvertir indefinidamente esas utilidades (US$280 en 2009). Se reconocerá un pasivo fiscal diferido cuando la Compañía deje de demonstrar que tiene planes de reinvertir indefinidamente las utilidades no distribuidas. Al 31 de diciembre de 2010, las utilidades no distribuidas de esas subsidiarias eran de aproximadamente US$1.321 (US$823 al 31 de diciembre de 2009). Al 1º de enero de 2008, 2009 y 2010 y para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2009 y 2010, la Compañía no tiene beneficios fiscales no reconocidos relativos a posiciones fiscales inciertas y provisión para multas e interés. Además, la Compañía no espera que el monto de los beneficios fiscales no reconocido aumente significativamente en los próximos 12 meses. La Compañía y sus subsidiarias presentan sus declaraciones de impuesto sobre la renta en la jurisdicción brasileña y en muchas jurisdicciones extranjeras para las cuales está abierta a la inspección dependiendo en la legislación aplicable a cada una de ellas. Las declaraciones del impuesto sobre la renta en Argentina y Brasil están abiertas a la fiscalización por parte de las correspondientes autoridades impositivas para los años comenzando en 2004.

4. Efectivo y Equivalentes de Efectivo Al 31 de diciembre de 2010 2009 Efectivo 1.974 1.478Inversiones - en reales brasileños (1) 7.819 10.780Inversiones - en dólares estadounidenses (2) 7.840 3.911 17.633 16.169 (1) Incluye principalmente bonos públicos federales con liquidez inmediata y los títulos

están vinculados a la cotización del dólar estadounidense o a la remuneración de los Depósitos Interbancarios - DI.

(2) Incluye principalmente Depósitos a Plazo y títulos de renta fija.

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5. Títulos y Valores Mobiliarios Al 31 de diciembre de 2010 2009 Clasificación de títulos y valores mobiliarios:

Disponibles para venta 3.162 2.551Títulos para negociación 15.395 -Mantenidos hasta el vencimiento 154 180

18.711 2.731 Menos: Monto corriente de títulos y valores mobiliarios (15.612) (72) Monto a largo plazo de títulos y valores mobiliarios 3.099 2.659 Los títulos disponibles para la venta se presentan como “Activos no corrientes”, ya que no se espera que ellos sean vendidos o liquidados en los próximos doce meses. Al 31 de diciembre de 2010, Petrobras tenía un saldo de US$2.939 vinculado a Notas del Tesoro Nacional Serie B, que se han registrado contablemente como títulos disponibles para venta de acuerdo con el Tópico de Codificación 320. El 23 de octubre de 2008, las Notas del Tesoro Nacional Serie B, incluidas en disponibles para venta, fueron utilizadas como garantía después de la confirmación de los acuerdos realizados con Petros, plan de pensión de Petrobras (Ver Nota 15 (a)). El valor nominal de las NTN-Bs ha sido reajustado con base en las variaciones del Índice de Precios al Consumidor Ampliado (IPCA). Las fechas de vencimiento de esas notas son 2024 y 2035 y los cupones de interés se pagarán en intervalos semestrales al 6 % a.a. Al 31 de diciembre de 2010, los saldos de las Notas del Tesoro Nacional Serie B (NTN-B) se actualizaron de acuerdo con su valor de mercado, con base en el precio promedio publicado por la Asociación Nacional de Instituciones del Mercado Abierto (ANDIMA). Durante el tercer trimestre de 2010, Petrobras invirtió una parte de los fondos captados en la Oferta Global (ver Nota 9(a)) principalmente en Bonos del Tesoro Brasileño, con un vencimiento original de más de tres meses. Estos títulos fueron clasificados como comerciales, de acuerdo con el Tópico de Codificación 320, debido a la intención de venderlos en el corto plazo.

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6. Cuentas a Cobrar, Netas Las cuentas a cobrar, netas, tienen la siguiente composición:

Al 31 de diciembre de 2010 2009 Cuentas a cobrar 15.085 11.507Menos: provisión para cuentas incobrables (1.608) (1.446) 13.477 10.061Menos: Cuentas a cobrar no corrientes, netas (2.905) (1.946) Cuentas a cobrar corrientes, netas 10.572 8.115

Al 31 de diciembre de 2010 2009 2008 Provisión para cuentas incobrables

Saldo al 1º de enero (1.446) (1.191) (1.290)Adiciones (196) (130) (84)Bajas 100 88 16Ajustes acumulados de conversión (66) (213) 167

Saldo al 31 de diciembre (1.608) (1.446) (1.191) Provisión para cuentas a cobrar corrientes (1.028) (875) (638) Provisión para cuentas a cobrar no corrientes (580) (571) (553)

Al 31 de diciembre de 2010 y 2009, las cuentas a cobrar no corrientes incluyeron US$642 y US$633, respectivamente, con relación a los pagos efectuados por la Compañía a los proveedores y subcontratistas en nombre de ciertos contratistas. Estos contratistas habían sido contratados por la subsidiaria Brasoil para la construcción/transformación de buques en FPSO (“Floating Production, Storage and Offloading”) (Producción Flotante, Almacenamiento y Descarga) y FSO (“Floating, Storage and Offloading”) (Fluctuación, Almacenamiento y Descarga) y dejaron de efectuar los pagos a sus proveedores y subcontratistas. La Compañía efectuó los pagos para evitar más demoras en la construcción/transformación de los buques y las consiguientes pérdidas a Brasoil.

La administración de la Compañía ha determinado que estos pagos pueden ser reembolsados, ya que representan derechos de Brasoil con respecto a los contratistas, razón por la cual se entabló una acción judicial ante los tribunales internacionales con el objetivo de lograr el reembolso. Sin embargo, debido a las incertidumbres relativas a la realización de tales cuentas a cobrar, la Compañía registró una provisión para todos los créditos que no están respaldados por garantía. Tal provisión asciende a US$570 y US$561 al 31 de diciembre de 2010 y 2009, respectivamente.

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7. Bienes de Cambio

Al 31 de diciembre de 2010 2009

Productos:

Derivados de petróleo 3.799 3.379Alcohol combustible 286 267

4.085 3.646 Materias primas, principalmente petróleo crudo 5.690 5.494Materiales y suministros 2.044 1.917Otros 69 75 11.888 11.132 Bienes de cambio corrientes 11.834 11.117 Bienes de cambio no corrientes 54 15 Los bienes de cambio se registran por el costo o por el valor neto realizable, de los dos el más bajo. Como resultado de la baja de los precios de mercado de los productos derivados de petróleo, la Compañía reconoció una pérdida de US$333 para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2010 (US$308 para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2009), clasificada como otros gastos operativos en el estado de resultados consolidado.

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8. Impuestos a Recuperar Los impuestos a recuperar estaban compuestos de la siguiente forma:

Al 31 de diciembre de 2010 2009

Local:

Impuesto al valor agregado doméstico sobre las ventas (ICMS) (1) 3.022 2.816PASEP/COFINS (2) 6.885 4.858Impuesto a la renta y contribución social 1.265 1.315Impuesto al valor agregado extranjero (IVA) 42 42Otros impuestos recuperables 453 371

11.667 9.402 Menos: impuestos recuperables no corrientes (6.407) (5.462) Impuestos recuperables corrientes 5.260 3.940 (1) El impuesto al valor agregado doméstico sobre las ventas (ICMS) es formado por créditos

generados por operaciones comerciales y por la adquisición de bienes de uso y puede ser contrarrestado con impuestos de la misma naturaleza.

(2) Compuesto de créditos resultantes de recaudaciones no cumulativas de PASEP y COFINS,

que pueden compensarse con otros impuestos federales a pagar. Los valores recuperables del impuesto sobre la renta y la contribución social se utilizarán para compensar futuros pasivos de impuesto sobre la renta. Petrobras planea recuperar estos impuestos integramente y, por lo tanto, no se ha considerado contabilizar ninguna provisión al respecto.

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9. Bienes de Uso, Netos Bienes de uso, a su costo, se resumen a continuación:

Al 31 de diciembre de 2010 2009 Depreciación Depreciación Costo acumulada Neto Costo acumulada Neto

Edificios y mejoras 9.710 (2.062) 7.648 7.093 (1.982) 5.111 Gastos capitalizados 58.146 (26.082) 32.064 47.958 (21.633) 26.325 Equipos y otros activos 83.017 (32.664) 50.353 60.592 (27.637) 32.955 Arrendamiento de capital - plataformas y buques 516 (45) 471 813 (63) 750 Derechos de Produción de Petróleo – Contrato de Cesión 43.868 - 43.868 - - -Derechos y concesiones 4.835 (1.421) 3.414 3.172 (1.009) 2.163 Terrenos 757 - 757 574 - 574 Materiales 4.566 - 4.566 4.360 - 4.360 Proyectos de expansión:

Construcción e instalaciones en curso: Exploración y producción 33.491 - 33.491 27.664 - 27.664 Abastecimiento 33.062 - 33.062 22.683 - 22.683 Gas y Energía 6.218 - 6.218 11.010 - 11.010 Distribución 328 - 328 285 - 285 Internacional 158 - 158 680 - 680 Corporativo 2.169 - 2.169 1.607 - 1.607

280.841 (62.274) 218.567 188.491 (52.324) 136.167

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9. Bienes de Uso, Netos (Continuación) a) Tratamiento contable del Contrato de Cesión (“Cesión Onerosa”)

El 3 de septiembre de 2010, Petrobras firmó un contrato con el Gobierno Federal de Brasil (Contrato de Cesión) y de acuerdo con sus términos el Gobierno cede a la Compañía el derecho de realizar actividades de investigación, explotación y producción de hidrocarburos líquidos en áreas específicas del pre-sal, sujeto a una producción máxima de cinco mil millones de barriles de petróleo equivalente durante un período máximo de 40 años, renovable por otros cinco bajo determinadas condiciones.

El Contrato de Cesión fue aprobado por el Consejo de Administración de la Compañía y por sus accionistas minoritarios, después de un procedimiento de valoración basado, entre otros factores, en un laudo preparado por especialistas pertenecientes a una tercera parte independiente.

El precio total de compra de los derechos adquiridos de acuerdo con el Contrato de Cesión fue de US$43.868. Se pagó al Gobierno Federal, utilizando fondos obtenidos por la oferta global de acciones de la Compañía (ver Nota 16(a)), US$39.768 por medio de la transferencia de Letras del Tesoro Nacional y el monto restante de US$4.100 en efectivo.

De acuerdo con el ASC 932 “Extractive Activities - Oil and Gas” (“Actividades de extracción – petróleo y gas”), los derechos adquiridos por la Compañía fueron reconocidos en Bienes de Uso (activos fijos) como costos de adquisición. El costo de adquisición se depreciará con base en el método de unidad de producción durante el período de producción de las reservas relacionadas y estará sujeto al test de impairment. Después de la producción de todos los volúmenes otorgados, los costos de adquisición serán totalmente depreciados.

El Contrato de Cesión tiene prevista una revisión subsecuente de volumen y de precio, con base en un laudo realizado por una tercera parte independiente. Si las partes del contrato determinaran que el valor de los derechos adquiridos es superior al precio de compra inicial, podremos tanto pagarle la diferencia al Gobierno Federal, en cuyo caso reconoceremos la diferencia como Bienes de Uso (activos fijos) o reduciremos el volumen total adquirido en los términos del contrato, en cuyo caso no habrá ningún impacto en nuestro balance general. Si las partes del contrato determinaran que el valor de los derechos adquiridos es inferior al precio de compra inicial, el Gobierno Federal nos reembolsará la diferencia y esperamos poder reducir el monto originalmente contabilizado como Bienes de Uso (activos fijos) por el monto recibido del Gobierno Federal.

El conocimiento de los reservorios y las incertidumbres geológicas permanecen inalteradas desde la firma del Contrato de Cesión Onerosa. El valor final del costo de la cesión dependerá significativamente del pleno conocimiento de las reservas, de los escenarios de producción y de las tecnologías que serán desarrolladas, lo que deberá ocurrir hasta 2014, fecha límite estipulada para la declaración de condiciones comerciales. La Compañía registrará cualquier ajuste al costo de adquisición, cuando sea probable y determinable que pagará o recibirá en el futuro valores como resultado de la revisión subsecuente.

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F-40

9. Bienes de Uso, Netos (Continuación) b) Tópico de Codificación 410 - Obligaciones por Abandono de Activos

De acuerdo con el Tópico de Codificación 410-20, adoptado por Petrobras desde 1º de enero de 2003, el valor justo de las obligaciones por abandono de activos se contabiliza como pasivo en una base descontada cuando se realizan, lo que es, por lo general, en el momento en que se instalan los activos relacionados. Los montos contabilizados para los activos relacionados se aumentarán por el valor de esas obligaciones y se depreciarán durante el transcurso de la vida útil de tales activos. En el transcurso del tiempo, los valores reconocidos como pasivos serán valorizados por el cambio en su valor presente hasta que los activos relacionados sean desactivados o vendidos. La medición de obligaciones de abandono de activos está basada en leyes y regulaciones actuales, tecnología existente y costos específicos de local. No hay activos con restricciones legales para uso en la liquidación de obligaciones de abandono de activos. El resumen de la evolución anual de las obligaciones por abandono de activos se presenta a continuación: Pasivos Saldo al 31 de diciembre de 2008 2.825 Gastos relativos a intereses 164Obligaciones incurridas 24Obligaciones liquidadas (4)Revisión de la provisión (955)Ajuste acumulado de conversión 758 Saldo al 31 de diciembre de 2009 2.812 Gastos relativos a intereses 137Obligaciones incurridas 1.088Obligaciones liquidadas (124)Revisión de la provisión (858)Ajuste acumulado de conversión 139 Saldo al 31 de diciembre de 2010 3.194

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F-41

9. Bienes de Uso, Netos (Continuación) c) Impairment En los ejercicios concluidos el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, la Compañía registró cargas de impairment de US$402, US$319 y US$519, respectivamente. Durante 2010, la carga de impairment estuvo principalmente relacionada a las propiedades productivas en Brasil (US$346) y debido al impairment de los activos mantenidos para venta, relativos a los segmentos de refinación y distribución en Argentina (US$56). Los campos de petróleo y gas natural que presentan pérdidas ya tienen elevados niveles de madurez y, por lo tanto, producen gas y petróleo en cantidad insuficiente para cubrir los costos de producción. Este factor tiene un efecto reductor sobre el análisis económico, lo que lleva a una provisión por pérdida por medio de desvalorización en algunos campos.

10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones Petrobras realiza parte de sus negocios a través de inversiones en compañías contabilizadas utilizando el método de equivalencia patrimonial proporcional y el método del costo. Estas compañías no consolidadas se ocupan básicamente de los negocios petroquímicos y negocios de transporte de productos. Total de Inversiones participación 2010 2009 Método de la equivalencia patrimonial proporcional 20 % - 50% (1) 5.957 3.988Inversiones al costo 355 362Total 6.312 4.350 (1) Conforme a lo descrito en esta Nota, determinadas centrales termoeléctricas en las que la

tenencia de la Compañía es del 10% al 50% también se contabilizan como participaciones patrimoniales debido a particularidades de influencia significativa.

Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía tenía participaciones del 36,1% con un saldo de US$2.867 en Braskem S.A., que fueron registradas de acuerdo con el método de la equivalencia patrimonial. La Compañía posee también participaciones en compañías con el propósito de desarrollar, construir, operar, dar mantenimiento y explorar plantas termoeléctricas contempladas en el Programa de Energía Termoeléctrica de Prioridad del gobierno federal, con participaciones societarias entre el 10% y el 50%. El saldo de estas inversiones al 31 de diciembre de 2010 y 2009 incluye US$118 y US$110 respectivamente, y están incluidas como inversiones por el método de la equivalencia patrimonial proporcional debido a que la Compañía puede influenciar significativamente dichas operaciones.

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F-42

11. Cuenta de Petróleo y Alcohol - Cuentas a Cobrar del Gobierno Federal Cambios en la Cuenta de Petróleo y Alcohol A continuación se resumen las variaciones en la Cuenta de Petróleo y Alcohol para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2010 y 2009: Ejercicio finalizado al 31

de diciembre de 2010 2009

Saldo inicial 469 346Ingreso financiero (Nota 22) 3 4Ganancia de conversión 21 119 Saldo final

493 469

Para concluir la liquidación de cuentas con el Gobierno Federal, de acuerdo con lo determinado en la Medida Provisional nº. 2.181, del 24 de agosto de 2001, y después de haber proporcionado todas las informaciones exigidas por la Secretaría del Tesoro Nacional – STN, Petrobras busca liquidar todas las disputas aún existentes entre las partes. El saldo restante de la Cuenta de Petróleo y Alcohol puede pagarse de la siguiente manera: (1) Notas del Tesoro Nacional emitidas en el mismo monto del saldo final de la Cuenta Petróleo y Alcohol; (2) compensación del saldo de la Cuenta Petróleo y Alcohol con cualquier otro monto que Petrobras deba al Gobierno Federal, incluyendo impuestos; o (3) mediante la combinación de las opciones antes mencionadas.

12. Financiaciones La Compañía ha utilizado financiaciones de proyectos para continuar el desarrollo de exploración y producción y de proyectos similares. Las sociedades de interés variable relacionadas con las financiaciones de proyectos se consolidan según el Tópico ASC 810-10-25 (“Sociedades de Interés Variable”). Las tasas de interés anuales promedias ponderadas sobre las financiaciones existentes a corto plazo alcanzaron 2,31% y 2,53% al 31 de diciembre de 2010 y 2009, respectivamente.

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F-43

12. Financiaciones (Continuación)

Los préstamos a corto plazo de la Compañía se captan principalmente en bancos comerciales e incluyen financiación de importación y exportación denominada en dólares estadounidenses, conforme se especifica a continuación:

Al 31 de diciembre de Corriente No corriente 2010 2009 2010 2009

En el exterior Instituciones financieras 6.381 5.307 17.460 10.421Obligaciones al portador - Notes 587 583 11.573 11.723Proveedores - - 5 6“Trust Certificates - Senior/Junior” 71 70 194 263Otras 2 2 302 384

7.041 5.962

29.534 22.797 En Brasil

BNDES 1.269 842 19.384 18.181Debentures – BNDES 148 137 496 518Debentures – Otras instituciones financieras 41 807 931 802FINAME - vinculados a la construcción del

Gasoducto Bolivia-Brasil 42 44 233 58Advance on Adelanto sobre Contrato de

Cambio (ACC) 22 3

- -Notas de Crédito a la Exportación 66 632 6.295 3.548Certificado de Crédito Bancario 32 4 2.164 2.071Otras 299 - 1.434 1.066

1.919 2.469 30.937 26.244 8.960 8.431 60.471 49.041 Intereses sobre financiaciones 869 766 Porción corriente de las financiaciones en el

pasivo no corriente 2.883 3.406

Financiaciones de corto plazo 5.208 4.259 Total de la deuda 8.960 8.431

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F-44

12. Financiaciones (Continuación)

b) Deuda a largo plazo (Continuación)

Composición de la deuda en moneda extranjera por tipo de moneda

Al 31 de diciembre de 2010 2009 Monedas: Dólar estadounidense 27.583 21.339 Yen japonés 1.651 1.377 Euro 131 53 Otras 169 28 29.534 22.797

Vencimientos del principal de la deuda a largo plazo

El monto de las deudas a largo plazo al 31 de diciembre de 2010 vencerán en los siguientes períodos:

2012 4.1372013 2.5032014 3.5172015 5.3112016 22.5962017 en adelante 22.407

60.471

Los tipos de interés sobre las deudas a largo plazo fueron de la siguiente forma:

Al 31 de diciembre de 2010 2009 Moneda extranjera El 6% o menos 21.900 13.943 Más del 6% al 8% 6.285 7.102 Más del 8% al 10% 1.219 1.615 Más del 10% al 12% 33 32 Más del 12% 97 105 29.534 22.797Moneda local El 6% o menos 2.426 1.433 Más del 6% al 8% 17.932 14.437 Más del 8% al 10% 592 5.147 Más del 10% al 12% 9.987 5.227

30.937 26.244

60.471 49.041

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F-45

12. Financiaciones (Continuación) c) Emisión de deuda a largo plazo

Las principales captaciones de largo plazo realizadas en 2010 se demuestran a continuación: c.1) En el exterior

Empresa Fecha Valor

US$ millones Vencimiento Descripción

Petrobras Feb/2010 2.000 2019 Financiación obtenida con el China Development Bank (CDB), con costo de Libor

más spread del 2,8% a.a.

Petrobras Marzo/2010 2.000 2019

PNBV Abr/2010 1.000 2015 Financiación obtenida de Credit Agricole y Investment Bank – Libor más 1,625% a.a.

PNBV Jul/2010 1.000 2017 Financiación con el Standard Chartered Bank

- Libor más1,79% a.a.

PNBV Ago/2010 1.000 2015 Financiación con el Citibank - Libor más

1,61% a.a.

PNBV Nov/2010 500 2016 Préstamo con el Société Générale - Libor más

1,62% a.a.

PNBV Nov/2010 314 2021 Préstamo con el Citibank y

EKSPORTFINANS - Libor más 0,725% a.a. 7.814

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F-46

12. Financiaciones (Continuación) c) Emisión de deuda a largo plazo (Continuación)

c.2) En el país

Empresa Fecha Valor

US$ millones Vencimiento Descripción

Refap Feb y

Mar//2010 360 2015

Notas de Crédito a la Exportación, con tasas del 109,4% a 109,5% del promedio del CDI.

Petrobras

Jun/2010

1.320

2016

Financiación obtenida del Banco do Brasil, por medio de la emisión de Notas de Crédito a la Exportación con tasa del 110,5% del promedio del CDI + flat fee de 0,85%.

Petrobras

Jun/2010

1.200

2017

Financiación obtenida de la Caixa Econômica Federal, por medio de la emisión de Notas de Crédito a la Exportación con tasa del 112,9% del promedio del CDI.

Petrobras Nov/10 2.371 2016

Financiación obtenida del Banco do Brasil, por medio de la emisión de Notas de Crédito a la Exportación con tasa del 109% del promedio del CDI + flat fee de 1,25%.

5.251

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F-47

12. Financiaciones (Continuación)

d) Financiación con agencias de crédito oficiales

d.1) En el exterior

Valor US$

Empresa Agencia Contratado Utilizado Saldo Descripción

Petrobras

China

Development

Bank

10.000 7.000 3.000 Libor + 2,8%

a.a.

d.2) En el país

Valor US$

Empresa Agencia Contratado Utilizado Saldo Descripción

Transpetro (*) BNDES 5.404 326 5.078

Programa de Modernización y

Expansión de la FLOTA

(PROMEF) - TJLP + 2,5% a.a +

3% a.a. para productos

importados

Transportadora

Urucu Manaus

TUM(**)

BNDES 1.910 1.896 14

Gasoducto Coari-Manaus -

TJLP + 1,76% / 1,96% a.a.

Transportadora

GASENE

BNDES

1.329

1.329

-

Gasoducto Cacimbas-Catu

(GASCAC) - TJLP + 1,96% a.a.

Transportadora

GASENE

BNDES

570

570

-

Gasoducto Cabiúnas-Vitória

(GASCAV) - TJLP + 1,96% a.a.

Petrobras

Banco do

Brasil

300

212

88

Cédula de Crédito Comercial

(FINAME) - 4,5% a.a.

Petrobras

Caixa

Economica

Federal

180

-

180

Cédula de Crédito Bancario –

Crédito Rotativo – 110% del

promedio del CDI

(*) Se firmaron contratos de compra y venta condicionada de 41 navíos y 20 convoyes con 6 astilleros nacionales por un monto de US$ 6.005, siendo el 90% financiado por el BNDES.

(**) El 18 de agosto de 2010, la SPE Transportadora Urucu Manaus - TUM fue incorporada por la Transportadora Associada de Gás - TAG.

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F-48

12. Financiaciones (Continuación) e) Garantías y compromisos

Las instituciones financieras en el exterior no requieren garantías de Petrobras. Las financiaciones concedidas por el BNDES - Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social están garantizadas por los bienes financiados (tuberías de acero carbono para el gasoducto Bolivia Brasil y navíos). En el marco del contrato de garantía emitido por el Gobierno Federal en favor de Agencias Multilaterales de Crédito, motivado por las financiaciones captadas por TBG, se firmaron contratos de contragarantías, teniendo como firmantes el Gobierno Federal, TBG, Petrobras, Petroquisa y el Banco do Brasil S.A., en los cuales TBG se compromete a vincular sus ingresos a favor del Tesoro Nacional hasta la liquidación de las obligaciones garantizadas por el Gobierno Federal. Esta deuda tenía un saldo pendiente de US$213 y US$253 al 31 de diciembre de 2010 y 2009, respectivamente. En garantía de los debentures emitidos, REFAP tiene una cuenta de inversiones de corto plazo (depósitos bancarios vinculados a operaciones de crédito), vinculada a la variación del Certificado de Depósito Interbancario - CDI. REFAP debe mantener tres veces el valor de la suma de la última cuota vencida de amortización del principal y cargas relacionadas. Al 31 de diciembre de 2010 y 2009, Gaspetro había asegurado ciertas debentures emitidas para financiar la compra de los derechos de transporte en el oleoducto Bolivia/Brasil con 3.000 acciones de su participación en TBG, una subsidiaria de Gaspetro a cargo de la operación del oleoducto. Los acuerdos de deuda de la Compañía contienen compromisos referentes, entre otros aspectos, a la provisión de información; informes contables; conducta de negocio; mantenimiento de la existencia corporativa; mantenimiento de las aprobaciones gubernamentales; cumplimiento de las leyes aplicables; mantenimiento de los libros y registros; mantenimiento del seguro; pago de impuestos y reclamaciones; y notificación de ciertos eventos. Los acuerdos de deuda de la Compañía también contienen acuerdos negativos, incluyéndose: pero sin limitarse a ellos, limitaciones sobre el endeudamiento; limitaciones sobre los gravámenes; limitaciones sobre transacciones con afiliadas; limitaciones sobre la disposición de los activos; limitación sobre las consolidaciones, fusiones, ventas y/o cesiones; restricciones de pignoración negativa; cambio en limitaciones de propiedad; ranking; uso de las limitaciones de utilidad; y coberturas a créditos requeridos. La administración de Petrobras afirma que la Compañía cumple con las cláusulas estipuladas en los acuerdos de deuda.

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F-49

13. Ingresos (Gastos) Financieros, Netos Gastos financieros, ingresos financieros, variación monetaria y cambiaria, apropiados al resultado de los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 se muestran a continuación:

Ejercicio finalizado al 31 de

diciembre de 2010 2009 2008 Gastos financieros

Préstamos y financiaciones (4.127) (2.405) (1.634)Arrendamiento mercantil (10) (30) (41)Pérdidas sobre instrumentos derivados (Nota 19) (173) (427) (425)Pérdidas en títulos recomprados (27) (31) (35)Otros (544) (511) (163)

(4.881) (3.404) (2.298) Interés capitalizado 3.238 2.109 1.450

(1.643) (1.295) (848) Ingresos financieros

Inversiones 985 712 533Clientes 153 123 129Valores negociables 701 392 183Ganancias sobre instrumentos derivados (Nota 19) 174 247 636Otros 617 425 160

2.630 1.899 1.641

Variación monetaria y cambiaria 714 (175) 1.584

1.701 429 2.377

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F-50

14. Obligaciones de Arrendamientos de Capital La Compañía arrienda ciertas plataformas marítimas y buques, que se contabilizan como arrendamiento de capital. Al 31 de diciembre de 2010 los activos bajo arrendamiento de capital tenían un valor contable neto de US$471 (US$750 al 31 deciembre de 2009). A continuación se detalla un cronograma por año de los pagos mínimos futuros por arrendamiento al 31 de diciembre de 2010: 2011 1072012 422013 182014 182015 182016 202017 en adelante 47 Pagos futuros de arrendamiento estimados 270 Menos el monto que representa interés del 6,2% al 12,0% anual (48) Valor presente de los pagos mínimos por arrendamiento 222 Menos la porción corriente de obligaciones de arrendamiento de capital (105) Porción de largo plazo de obligaciones de arrendamiento de capital 117

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F-51

15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios

Los saldos relativos a Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación se representan de la siguiente forma:

Al

31 de diciembre de 2010 31 de diciembre de 2009 Beneficios Beneficios

Beneficiosde

asistencia Beneficios de

asistencia de pensión médica Total de pensión médica Total

Pasivo corriente Plan de beneficio definido 369 374 743 182 325 507 Plan de contribución variable 39 - 39 187 - 187 Obligaciones por beneficios

proyectados de empleados posteriores a la jubilación 408 374 782 369 325 694

Pasivo no corriente

Plan de beneficio definido 5.719 7.889 13.608 4.419 6.544 10.963 Plan de contribución variable 132 - 132 - - - Obligaciones por beneficios

proyectados de empleados posteriores a la jubilación 5.851 7.889 13.740 4.419 6.544 10.963

6.259 8.263 14.522 4.788 6.869 11.657

Patrimonio neto - Otras utilidades integrales acumuladas Plan de beneficio definido 3.322 609 3.931 2.282 121 2.403 Plan de contribución variable 189 - 189 91 - 91 Efecto impositivo (1.194) (207) (1.401) (807) (41) (848)

Saldo neto contabilizado en el patrimonioneto 2.317 402 2.719 1.566 80 1.646

15.1. Planes de pensión en el país - Beneficio definido y contribución variable a) Plan Petros - Fundação Petrobras de Seguridade Social

La Fundação Petrobras de Seguridade Social (Petros) fue establecida por Petrobras como una entidad privada de pensión legalmente independiente sin fines de lucro con autonomía administrativa y financiera.

El plan Petros es un plan de pensión de contribución de beneficio definido creado por Petrobras en julio de 1970, para complementar los beneficios de pensión referentes a la seguridad social de los empleados de Petrobras y sus subsidiarias Brasileñas y compañías filiales. El Plan Petros está cerrado para los nuevos empleados del sistema Petrobras admitidos a partir de septiembre de 2002.

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F-52

15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)

15.1. Planes de pensión en el país - Beneficio definido y contribución variable (Continuación)

a) Plan Petros - Fundação Petrobras de Seguridade Social (Continuación)

Además, Petros recibe fondos referentes a los ingresos generados por las inversiones de estas contribuciones. La política de fondos de la Compañía tiene el objetivo de hacer contribuciones al plan anualmente de la cuantía determinada por cálculos actuariales. En el año calendario de 2010, los beneficios pagados ascendieron a US$1.054 (US$911 en 2009).

El pasivo de la Compañía relativo a los beneficios futuros para los participantes del plan se calcula sobre bases anuales por un actuario independiente, basado en el método de Crédito de Unidad Proyectada. Los activos que garantizan el plan de pensión se presentan como una reducción a los pasivos actuariales netos.

Las pérdidas y ganancias actuariales generadas por las diferencias entre los valores de las obligaciones y activos calculados con base en proyecciones y las cifras reales son, respectivamente, incluidas o excluidas del cálculo del compromiso actuarial neto y registrado como “Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos - costo de pensión”, en el patrimonio neto. Las ganancias y pérdidas actuariales se amortizan durante el período de servicio promedio restante de los empleados activos de aproximadamente 6,5 años al 31 de diciembre de 2009, de acuerdo con el procedimiento establecido por el Código de Codificación 715.

La relación entre las contribuciones realizadas por los patrocinadores y por los participantes del Plan Petros, considerando sólo las atribuibles a la Compañía y subsidiarias en los ejercicios de 2010 y 2009 fue de 1,00 para 1,00. La mejor estimación de la Compañía sobre las contribuciones que se espera pagar en 2011 en relación al plan de pensión es de aproximadamente US$540, la expectativa de total de beneficios de pensión a pagar en 2011 es de US$1.695.

De acuerdo con la Enmienda Constitucional No. 20 de 1998, el cómputo de cualquier déficit en el plan de beneficio definido, de acuerdo con el método actuarial del plan actual (que es diferente del método definido, en el Tópico de Codificación 715), debe ser igualmente compartido entre el patrocinador y los participantes, por medio de un ajuste en las contribuciones normales.

El 23 de octubre de 2008, Petrobras y las subsidiarias patrocinadoras del Plan Petros, entidades sindicales y Petros firmaron un Término de Compromiso Financiero, después de la homologación judicial realizada el día 25 de agosto de 2008 para cubrir obligaciones con planes de pensión que se pagarán en cuotas semestrales con intereses del 6% a.a. sobre el saldo deudor, actualizados por el IPCA, en los próximos 20 años, conforme previamente establecido en el proceso de repactación. Al 31 de diciembre de 2010, el saldo de la obligación de Petrobras y sus subsidiarias en relación al Término de Compromiso Financiero era de US$2.874, del cual el monto de US$175 vence en 2011, y está reconocido en estos estados contables consolidados.

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15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)

15.1) Planes de pensión en el país - Beneficio definido y contribución variable (Continuación) a) Plan Petros - Fundação Petrobras de Seguridade Social (Continuación)

La obligación por parte de la Compañía, por intermedio del Término de Compromiso Financiero, representa una contrapartida a las concesiones realizadas por los participantes/beneficiarios del Plan Petros en la alteración del reglamento del plan, en relación a los beneficios y en el cierre de litigios existentes. Al 31 de diciembre de 2010, Petrobras tenía Notas del Tesoro Nacional a largo plazo, en el monto de US$2.939 (US$2.363 al 31 de diciembre de 2009), adquiridas como contrapartida a pasivos con Petros, que se mantendrán en la cartera de la Compañía como garantía del Término de Compromiso Financiero. Petrobras tiene información agregada para todos los planes de pensión de beneficio definido. Los planes nacionales de beneficios de Petrobras, BR Distribuidora, Petroquisa, y REFAP contienen premisas similares y la obligación de beneficio relacionada a Petrobras Argentina, el plan internacional, no es significativa para la obligación total y, por lo tanto, también se ha agregado. Todos los planes de pensión en grupo de Petrobras han acumulado obligaciones de beneficios en exceso a los activos de los planes. La determinación del gasto y del pasivo relacionados con el plan de pensión de la Compañía envuelve el uso de juicio en la determinación de las premisas actuariales. Entre ellas se incluyen estimativa de mortalidad futura, retirada, cambios en la tasa de compensación y descuento para reflejar el valor del dinero en el tiempo, así como la tasa de retorno de los activos del plan. Estas suposiciones se revisan al menos una vez al año y pueden diferir significativamente de los resultados reales debido al cambio de las condiciones económicas y de mercado, de los eventos regulatorios, de decisiones judiciales, de tasas mayores o menores de retirada o de períodos de vida más cortos o más largos de los participantes. De acuerdo con el Tópico de Codificación 715 e interpretaciones subsecuentes, la tasa de descuento debe basarse en los precios actuales para la liquidación de la obligación de pensión. La aplicación de los preceptos del Tópico de Codificación 715, en ambientes históricamente inflacionarios como es el caso de Brasil, crea determinadas cuestiones sobre la capacidad de la Compañía para liquidar una obligación de pensión en un momento en el futuro, puesto que pueden no existir localmente instrumentos financieros de largo plazo de grado adecuado, al contrario de lo que sucede en Estados Unidos. Aunque el mercado brasileño ha dado señales de estabilización dentro del modelo económico presente, conforme se refleja en las tasas de interés del mercado, todavía no es prudente concluir que las tasas de interés de mercado serán estables.

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15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)

15.1) Planes de pensión en el país - Beneficio definido y contribución variable (Continuación) b) Plan de Petros 2 - Fundação Petrobras de Seguridade Social

A partir del 1º de julio de 2007, la Compañía inplantó un nuevo plan de pensión complementaria, denominado Plan Petros 2, en la modalidad de Contribución Variable (CV) o mixto, para los empleados sin plan de pensión complementaria. Petrobras y las demás patrocinadoras asumieron totalmente las contribuciones correspondientes al período en que los participantes estuvieron sin plan. Este servicio pasado considerará el período a partir de agosto de 2002 o de la fecha de contratación, hasta el 29 de agosto de 2007. El plan continuará abierto para admitir nuevos participantes después de esa fecha, pero no habrá más el pago del servicio pasado. Una parte de este plan con característica de beneficio definido se refiere a la cobertura de riesgo para invalidez y muerte, garantía de un beneficio mínimo y renta vitalicia y los compromisos actuariales relacionados se han registrado de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada. La parte del plan con característica de contribución definida destinada a la formación de reserva para jubilación programada, se ha reconocido en el resultado del ejercicio a medida que las contribuciones van siendo efectuadas. En el ejercicio de 2010, la contribución de Petrobras y sus subsidiarias para la parte de contribución definida de este plan fue de US$231. Los desembolsos relacionados al costo del servicio pasado se realizarán, mensualmente, durante el mismo número de meses en que el participante estuvo sin plan, debiendo, por lo tanto, cubrir la parte relativa a los participantes y patrocinadoras. La evaluación actuarial en 2009 de la Fundação Petros, para fines de conformidad con las normas de la Previsión Complementaria, puso en evidencia un bajo nivel de pérdida causada por eventos de riesgo en el ejercicio, así como observó que el saldo del fondo colectivo de riesgo era suficiente para la cobertura de los beneficios estimados para 2010. De tal forma, la Fundación acató la sugerencia del actuario de que las contribuciones de riesgo fueran redirigidas para la cuenta del participante del plan durante el primer semestre de 2010.

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15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)

15.2) Plan de pensión de beneficio definido en el exterior

Los principales planes de beneficios definidos oferecidos por las subsidiarias de Petrobras Internacional Braspetro B.V. (PIB BV), son los siguientes:

Petrobras Energía S.A.

a) Plan “Termination Indemnity”

Es un plan de beneficios por el cual los empleados que cumplen determinadas condiciones están aptos para recibir un mes de sueldo por año de trabajo en la empresa, de acuerdo con una escala decreciente, conforme los años de vigencia del plan, en el momento de su jubilación.

b) Fondo Compensador

Tienen derecho a este beneficio todos los empleados de Pesa que hayan adherido a los planes de contribuciones definidas en vigor en el pasado y que hayan ingresado en la Compañía antes del 31 de mayo de 1995 y tengan la antigüedad exigida.

Nansei Sekiyu S.A.

La Refinería Nansei Sekiyu ofrece a sus empleados un plan de beneficios de jubilación complementaria programada en la modalidad de beneficio definido, en donde los participantes, para poder obtener el beneficio, debe tener como mínimo 50 años de edad y 20 años de antigüedad en la Compañía. Las contribuciones son efectuadas solamente por la patrocinadora.

15.3) Otros planes de contribución definida

La subsidiaria Transpetro y algunas otras subsidiarias de Petrobras patrocinan planes de jubilación de contribución definida para sus empleados.

15.4) Activos del plan

Políticas y Estrategias de Inversión

La estrategia de inversión de la Compañía para activos del plan de beneficios refleja una visión de largo plazo, una evaluación cuidadosa de los riesgos inherentes en diversas clases de activos y la diversificación para reducir el riesgo de la cartera. La cartera de activos del plan debe seguir las políticas determinadas por el Banco Central do Brasil. Los fondos de renta fija se invierten principalmente en títulos de deuda corporativos y gubernamentales. El objetivo de asignación de activos para el período 2011-2015 es (25%-70%) en renta fija, (15%-50%) en renta variable, (1,5%- 8%) en inmuebles, (0%-15%) en préstamos para participantes del plan y (2,5% - 15%) en otras inversiones.

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15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)

15.4) Activos del plan (Continuación)

Mediciones al Valor Justo al 31 de diciembre de 2010 (US$ millones)

Categoría del Activo Valor

Justo Total Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Asignación

% Renta fija 14.810 9.483 5.327 - 54%Bonos corporativos 5.254 - 5.254 - 19%Títulos del gobierno – Brasil 9.483 9.483 - - 35%Otros 73 - 73 - -Renta variable 10.974 6.280 1.319 3.375 40%Títulos brasileños de acciones de capital 6.280 6.280 - - 23%Fondos de acciones 4.670 - 1.296 3.374 17%Otras inversiones 24 - 23 1 -Inmuebles 877 - - 877 3% 26.661 15.763 6.646 4.252 97% Préstamos 679 3% Total 27.340 100% Los préstamos se evalúan al costo, lo que se aproxima del valor justo. Los valores justos de los activos de renta fija incluyen títulos del gobierno y el valor justo se basa en los precios cotizados observables que son negociados en bolsas activas (Nivel 1). Los valores justos de los títulos brasileños de acciones de capital categorizados en el Nivel 1 se basan principalmente en los precios cotizados en el mercado. Los títulos de acciones de capital incluyen inversiones en acciones ordinarias y preferidas de la Compañía por el monto de US$1.042 y US$790, respectivamente, al 31 de diciembre de 2010. Los títulos de deuda corporativa se estiman utilizando los datos observables de transacciones similares en el mercado. Otros fondos de acciones tienen su valor justo estimado utilizándose la variación de los precios cotizados en los mercados activos para activos idénticos ajustados para los costos de transacción de los fondos y son tratados como siendo del Nivel 2.

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15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) 15.4) Activos del plan (Continuación)

El valor justo de los fondos de acciones del Nivel 3 se calcula utilizando el flujo de efectivo descontado. El efecto de las medidas de valor justo utilizando datos no observables significativos sobre los cambios en los activos del plan del Nivel 3 en el período es:

US$ millones

Fondos privados de

accionesOtras

inversiones Inmuebles Total

Total al 31 de diciembre de 2009 2.403 10 505 2.918Rentabilidad de los Activos del Plan: 841 - 142 983Compras, ventas y liquidaciones 8 (9) 202 201Ganancia en la conversión 122 - 28 150

Total al 31 de diciembre de 2010 3.374 1 877 4.252

La cartera de inversiones del Plan Petros y del Plan Petros 2 al 31 de diciembre de 2010 estaba formada por: el 54% de renta fija con rentabilidad esperada del 6,2% a.a.; el 40% de renta variable, con rentabilidad esperada del 8% a.a.; y el 6% de otras inversiones (operaciones con participantes, inmuebles y proyectos de infraestructura), lo que resultó en una tasa de interés promedio del 6,78% a.a.

15.5) Beneficios de asistencia médica - “Asistencia Multidisciplinaria de Salud”(AMS)

Petrobras y sus subsidiarias brasileñas mantienen un plan de beneficio de asistencia médica (AMS), con beneficios definidos que incluye a todos los empleados (activos e inactivos) y sus dependientes. El plan es administrado por la Compañía, y los empleados aportan montos fijados para cobertura de grandes riesgos y una parte de los costos referentes a las demás coberturas, de acuerdo con las tablas de participación basadas en ciertos parámetros, incluyéndose los niveles salariales, además del beneficio farmacia que prevé condiciones especiales en la adquisición de ciertos medicamentos en farmacias registradas distribuidas por todo el territorio nacional.

El compromiso de la Compañía relacionado a los beneficios futuros debidos a los participantes del plan lo calcula anualmente un actuario independiente, con base en el método de la Unidad de Crédito Proyectada. El plan de asistencia médica no está respaldado, o asegurado por activos garantizadores. En su lugar, la Compañía paga los beneficios basándose en los costos en que incurren los participantes del plan.

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15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) 15.5) Beneficios de asistencia médica - “Asistencia Multidisciplinaria de Salud”(AMS)

Para fines de medición, se asumió una tasa anual de aumento de 10% en el costo per capita de los beneficios de asistencia médica cubiertos de acuerdo con la adopción del Tópico de Codificación 715. Se asumió que la tasa anual se redujera a 4,5% de 2007 a 2036. Las presuntas tasas según la tendencia de costos por asistencia médica tienen un efecto significativo sobre los montos reportados para los planes de asistencia médica posterior a la jubilación. La variación de un uno-por-ciento en las presuntas tasas según la tendencia de costos por asistencia médica tendrían los siguientes efectos: Aumento de un

punto porcentual Reducción de un

punto porcentual Efecto sobre el total de servicios y componente de costo sobre interés 147 (119)Efecto sobre la obligación por beneficios posteriores a la jubilación

1.210 (991)

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15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)

15.6) Estado de financiación, costo del beneficio periódico neto y otras utilidades integrales acumuladas

a) Estado de los fondos proveídos a los planes

El estado de los fondos proveídos a los planes al 31 de diciembre 2010 y 2009, basado en el informe del actuario independiente, y de los montos reconocidos en los balances de la Compañía en esas fechas, es el siguiente:

2010 2009 Planes de Pensión Beneficios Planes de Pensión Beneficios

Beneficios Contribuciónde

Asistencia Beneficios Contribución de

Asistencia Definidos Variable Médica Definidos Variable Médica

Evolucion de las obligaciones de beneficios: Obligaciones con beneficio al inicio del ejercicio 27.276 302 6.869 16.041 128 4.225 Costo del servicio 239 61 117 165 53 75 Costo de los intereses 3.094 35 783 2.371 19 630 Cambio en el plan - - - - - - Pérdida actuarial (ganancia) 2.292 28 480 3.403 42 575 Beneficios pagados (1.052) (2) (309) (909) (2) (236) Nuevo plan de pensión de contribución

variable - - - - - - Otros (3) - - (20) 1 - Ganancia en la conversion 1.308 16 328 6.225 61 1.600

Obligaciones con beneficio al final del ejercicio 33.154 440 8.268 27.276 302 6.869

Evolución de los activos del plan: Valor justo de los activos del plan al inicio

del ejercicio 22.674 116 - 14.079 36 - Rendimiento real de los activos del plan 3.812 19 - 3.703 14 -

Contribuciones de la Compañía 460 - 309 327 23 236 Contribuciones de los empleados 219 - - 179 23 - Beneficios pagados (1.052) (2) (309) (909) (2) (236) Otros 2 - - (5) - - Ganancia en la conversión 1.088 4 - 5.300 21 -

Valor justo de los activos del plan al final del ejercicio 27.203 137 - 22.674 116 -

Estado de los fondos (5.951) (303) (8.268) (4.602) (186) (6.869)

Montos reconocidos en el balance general comprenden: Pasivo corriente (105) (303) (374) (183) (186) (325) Pasivo no corriente (5.846) - (7.894) (4.419) - (6.544)

(5.951) (303) (8.268) (4.602) (186) (6.869)

Pérdidas actuariales netas no reconocidas 3.047 62 590 2.200 29 101 Costo del servicio anterior no reconocido 275 127 19 82 62 20

Otras utilidades integrales acumuladas 3.322 189 609 2.282 91 121

Monto reconocido, neto (2.629) (114) (7.659) (2.320) (95) (6.748)

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15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) 15.6) Estado de financiación, costo del beneficio periódico neto y otras utilidades integrales

acumuladas (Continuación)

b) Costo de beneficio periódico neto 2010 2009 Planes de Pensión Beneficios

de Asistencia

Médica

Planes de Pensión

Beneficios Definidos

Contribución Variable

Beneficios Definidos

Contribución Variable

Beneficios de Asistencia

Médica Costo-beneficio de servicio ganado

durante el ejercicio 243 62 119 165 53 75 Costo por intereses sobre la obligación

por beneficios proyectada 3.148 36 797 2.371 19 630 Rendimiento esperado de los activos

del plan (2.682) (17) - (1.995) (8) - Amortización de costo de servicio

pasado neto 64 10 4 59 9 2 Ganancia (perdida) en la conversión (1) - - 53 6 104 772 91 920 653 79 811 Contribuciones de empleados (223) - - (179) (23) - Costo de beneficios periódicos netos 549 91 920 474 56 811

c) Otras utilidades integrales acumuladas

2010 2009 Planes de Pensión Beneficios

de Asistencia

Médica

Planes de Pensión Beneficiosde

Assistencia Medica

Beneficios Definidos

Contribución Variable

Beneficios Definidos

Contribución Variable

Otras utilidades integrales acumuladas al comienzo del ejercicio 2.282 90 121 253 95 (404)

Pérdida (ganancia) actuarial neta 1.118 96 480 1.800 (82) 575

Amortización de ganancia (pérdida) actuarial (1) (1) - - - -

Costo del servicio pasado neto - - - - - -

Amortización del costo del servicio pasado neto (60) (9) (2) (51) (8) 2

Ganancia (pérdida) en la conversión (17) 13 10 280 86 (52)

Otras utilidades integrales acumuladas al final del ejercicio 3.322 189 609 2.282 91 121

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15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) 15.6) Estado de financiación, costo del beneficio periódico neto y otras utilidades integrales

acumuladas (Continuación)

c) Otras utilidades integrales acumuladas (Continuación)

Los montos que se incluyen en otras utilidades integrales acumuladas al 31 de diciembre de 2010, que se espera sean amortizadas en el costo de post-jubilación periódico neto durante 2011 se muestran a continuación:

Planes de Pensión Beneficios

Beneficios Definidos

Contribución Variable

de Asistencia

Médica Pérdida (ganancia) actuarial neta no reconocida 1 1 2Costo del servicio pasado no reconocido 61 9 -

d) Premisas

Las principales premisas adoptadas en 2010 y 2009 para el cálculo actuarial se resumen de la forma siguiente:

2010 2009

Tasa de descuento Inflación: 5,3% a 4,3% a.a (1) + Intereses: 5,91% a.a (2) Inflación: 4,5% a 4% a.a (1) + Intereses: 6,57% a.a(2)

Tasa de crecimiento salarial Inflación: 5,3% a 4,3% a.a (1) + 2,220% a.a Inflación: 4,5% a 4% a.a(1) + 2,295% a.a

Tasa de retorno esperada de los activos de planes de pensión

Inflación: 5,3% a.a(1) + Intereses: 6,78% a.a Inflación: 4,5% a.a(1) + Intereses: 6,74% a.a

Tasa de rotación de los planes de salud 0,660% a.a(3) 0,768% a.a(3)

Tasa de rotación de los planes de pensión Nula NulaTasa de costos médicos hospitalarios 7,89% a 4,3%a.a(4) 7,5% a 4% a.a(4)

Tabla de mortalidad AT 2000, específica por sexo AT 2000, específica por sexo

Tabla de invalidez TASA 1927 TASA 1927Tabla de mortalidad de inválidos AT 49, específica por sexo AT 49, específica por sexo

(4) Tasa decreciente que alcanza en los próximos 30 años la expectativa de inflación proyectada de largo plazo.

(1) Inflación linealmente decreciente en los próximos 5 años cuando se hace constante.(2) La Compañía utiliza una metodología para verificación de una tasa real equivalente a partir de la curva futura de retorno de los títulos de más largo plazo del gobierno, considerándose en el cálculo de esta tasa el perfil de madurez de las obligaciones de pensión y salud.

(3) Rotación promedio que varía de acuerdo con la edad y antigüedad en la empresa.

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15. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación)

15.6 Estado de financiación, costo del beneficio periódico neto y otras utilidades integrales acumuladas (Continuación)

e) Aportes de efectivo y pagos de beneficios

En 2010, la Compañía contribuyó con US$460 a sus planes de pensión. En 2011, la Compañía espera que las contribuciones asciendan a aproximadamente US$540. Las contribuciones reales dependen de retornos de las inversiones, cambios en las obligaciones de pensión y otros factores económicos. Fondos adicionales pueden ser necesarios en última instancia si los retornos de las inversiones fueren insuficientes para compensar los aumentos en las obligaciones del plan.

Se estima que el fondo de pensión pague durante los 10 próximos años los beneficios siguientes, que incluyen servicios estimados en el futuro:

Planes de Pensión

Beneficios de

BeneficiosDefinidos

Contribución Variable

AsistenciaMédica

2011 1.687 8 3702012 1.887 13 4112013 2.082 19 4562014 2.287 26 4992015 2.510 34 552Cinco años siguientes 16.247 364 3.641

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16. Patrimonio Neto a) Capital

El capital suscrito e integrado de la Compañía al 31 de diciembre de 2010 está representado por 7.442.454.142 acciones ordinarias y 5.602.042.788 acciones preferidas (5.073.347.344 acciones ordinarias y 3.700.729.396 acciones preferidas al 31 de diciembre de 2009). Las acciones preferidas no garantizan el derecho a voto y no son convertibles en acciones ordinarias y viceversa. Las acciones preferidas tienen prioridad en el recibo de dividendos y retorno del capital. La Asamblea General Extraordinaria celebrada el 24 de marzo de 2008 decidió realizar el desdoblamiento en dos de cada acción de la Compañía, resultando en: (a) la distribución gratuita de 1 (una) nueva acción del mismo tipo, para cada una original con base en la posición accionaria del 25 de abril de 2008; (b) en la distribución gratuita de 1 (una) nueva American Depository Shares (ADS) del mismo tipo para cada ADS original con base en la posición accionaria del 25 de abril de 2008. En la misma fecha, se aprobó una enmienda al Artículo 4 del Estatuto de la Compañía para que el capital se dividiera en 8.774.076.740 acciones, de las cuales 5.073.347.344 son acciones ordinarias y 3.700.729.396 son acciones preferidas, sin valor nominal. Esta enmienda al Estatuto de la Compañía entró en vigor el 25 de abril de 2008. La relación entre los ADSs y las acciones de cada clase permanece siendo de 2 (dos) acciones por un ADS. Todas las informaciones de acciones, ADS, por acción y por ADS en los estados contables y notas adjuntas se han ajustado para reflejar el efecto del resultado del desdoblamiento de acciones.

La ley brasileña actual exige que el Gobierno Federal retenga la propiedad del 50% más una acción del capital con derecho a voto de la Compañía. a.1) Aumento de capital

Aumento de capital con reservas en 2010

La Asamblea General Extraordinaria realizada en conjunto con la Asamblea General Ordinaria el 22 de abril de 2010, aprobó el aumento del capital social de la Compañía de US$36.194 (R$78.967 millones) para US$39.741 (R$85.109 millones), por medio de la capitalización de parte de la reserva de utilidades por el monto de US$3.251 (R$5.627 millones), de los cuales US$519 (R$899 millones) provienen de reserva estatutaria, US$2.724 (R$4.713 millones) de una reserva de retención de utilidades en conformidad con el artículo 199, de la Ley 6.404/76, US$8 (R$15 millones) de parte de la reserva de incentivos fiscales constituida en 2009, de acuerdo con el artículo 35, párrafo 1º, del Decreto Administrativo 2091/07 del Ministro de Estado de la Integración Nacional, y de reservas de capital por un valor de US$296 (R$515 millones).

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16. Patrimonio Neto (Continuación) a) Capital (Continuación)

a.1) Aumento de capital (Continuación)

Aumento de capital com emisión de acciones El 23 de septiembre de 2010, el Consejo Administrativo de Petrobras aprobó un aumento de capital de US$39.741 (R$85.109 millones) para US$106.655 (R$200.161 millones) por medio de la emisión de 2.293.907.960 acciones ordinarias y 1.788.515.136 acciones preferidas, con los mismos derechos de las acciones existentes. El 29 de septiembre de 2010, como resultado de la Oferta Global de las acciones anteriormente mencionadas, Petrobras captó US$66.914 (R$115.052 millones), US$39.768 (R$67.816 millones) representados por Bonos del Tesoro Brasileño y el monto restante de US$27.146 (R$47.236 millones) en efectivo. Todos los Bonos del Tesoro Brasileño y parte del efectivo captado se utilizó para liquidar el Contrato de Cesión Onerosa (ver Nota 9 (a)). Como resultado de la emisión, el capital total de Petrobras pasó a estar representado por 7.367.255.304 acciones ordinarias y por 5.489.244.532 acciones preferidas al 30 de septiembre de 2010. El 1º. de octubre de 2010, el Consejo de Administración de Petrobras aprobó la emisión de 75.198.838 acciones ordinarias y 112.798.256 acciones preferidas, resultado de la oferta adicional de acciones, con los mismos precios y derechos de la emisión accionaria anterior. Como resultado de la emisión, Petrobras captó US$3.091 (R$5.196 millones) y su capital social está representado por 7.442.454.142 acciones ordinarias y por 5.602.042.788 acciones preferidas.

Aumento de capital con reservas en 2011

El Directorio de Petrobras propondrá a la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas, que se realizará en conjunto con la Asamblea General Ordinaria de Accionistas de 2011, un aumento de capital de la Compañía de US$109.746 (R$205.357) para US$109.760 (R$205.380), por medio de la capitalización de parte de la reserva de incentivos fiscales establecida en 2010, por un monto de US$14 (R$23), de acuerdo con lo determinado en el artículo 35, parágrafo 1o, del Decreto Administrativo 2.091/07 del Ministro de Estado de la Integración Nacional. Esta capitalización se realizará sin la emisión de nuevas acciones, de acuerdo con lo determinado en el artículo 169, parágrafo 1o, de la Ley 6.404/76.

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16. Patrimonio Neto (Continuación)

a) Capital (Continuación)

a.2) Enmienda posterior de los Estatutos Subsecuente a la fecha del balance, la Asamblea General Extraordinaria realizada el 31 de enero de 2011 aprobó la reforma del Estatuto Social de la forma siguiente: a) alterar el artículo 4º, caput, para establecer que el capital social de la Compañía pase a constar como siendo de US$109.746 (R$205.357), dividido en 13.044.496.930 acciones, todas nominales, escriturales, sin valor nominal, siendo 7.442.454.142 acciones ordinarias y 5.602.042.788 acciones preferidas; b) excluir los parágrafos 1º, 2º y 3º del artículo 4º, para retirar el límite de capital autorizado para acciones ordinarias y preferidas de emisión de la Compañía que, en los términos de la Ley nº 6.404/76, permitiría, en determinadas circunstancias el aumento del capital social de la Compañía, independientemente de reforma estatutaria, por deliberación del Consejo de Administración ; c) inserir un nuevo parágrafo 1º en el artículo 4º, para establecer que los aumentos de capital mediante la emisión de acciones se someterán previamente a la deliberación de la Asamblea General; d) renumerar como parágrafo 2º el actual parágrafo 4º del artículo 4º; e) renumerar como parágrafo 3º, el actual parágrafo 5º del artículo 4º; f) excluir el inciso IX del artículo que prevé la competencia para que el Consejo de Administración delibere sobre el aumento de capital dentro del límite autorizado, puesto que la Compañía no tendrá más capital autorizado; g) alterar el inciso III del artículo 40, que define como competencia de la Asamblea General el aumento del capital social, suprimiendo la excepción a las hipótesis de capital autorizado, que no existirán más; y h) excluir el artículo 62, que define las disposiciones transitorias aprobadas en la Asamblea General Extraordinaria del 22 de junio de 2010.

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F-66

16. Patrimonio Neto (Continuación)

b) Adicional de Capital debido

b.1) Gastos con emisión de acciones

Los costos directos de la Oferta Global por un monto de US$279, netos de impuestos, se registraron en el patrimonio neto.

c) Utilidades retenidas asignadas

La Ley brasileña y los estatutos de la Compañía exigen que se hagan anualmente ciertas asignaciones a partir de utilidades retenidas a las cuentas de reserva. El propósito y base de la asignación a tales reservas se presenta a continuación:

Reserva legal

Esta reserva es un requisito para todas las corporaciones brasileñas y representa la asignación anual del 5% de las utilidades netas como se expresa en los registros contables estatutarios hasta un límite del 20% del capital. La reserva puede ser usada para incrementar el capital o para compensaciones por pérdidas, pero no se puede distribuir como dividendos en efectivo.

Reserva estatutaria

Esta reserva se provee a través de un monto equivalente a un mínimo del 0,5% del capital suscripto y pagado por completo al final del ejercicio. Esta reserva se destina al fondo de costos incurridos con programas de investigación y de desarrollo tecnológico. El saldo acumulado de esta reserva no puede sobrepasar el 5% de las acciones de capital, según el Artículo 55 de los estatutos de la Compañía.

Reserva de incentivo fiscal

Esta reserva consiste en inversiones en incentivos fiscales, proveniente de asignaciones de una parte del impuesto sobre la renta de la Compañía. Se refiere a incentivos fiscales en el Nordeste, dentro de la región cubierta por la Agencia de Desarrollo del Nordeste (ADENE), asegurando una reducción del 75% sobre el impuesto sobre la renta a pagar, calculado sobre las utilidades de la exploración de las actividades incentivadas. Al 31 de diciembre de 2010, este incentivo ascendía a US$131 (US$167 al 31 de diciembre de 2009), y solamente puede utilizarse para contrarrestar pérdidas o para un aumento de capital, conforme determinado en el Artículo 545 de las Reglamentaciones del Impuesto sobre la Renta y se ha registrado por el método “flow through”.

. El 10 de mayo de 2007, la Hacienda Federal de Brasil reconoció el derecho de Petrobras de deducir ese incentivo del impuesto sobre la renta debido, comprendiendo los periodos fiscales de 2006 hasta 2015.

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F-67

16. Patrimonio Neto (Continuación)

c) Utilidades retenidas asignadas (Continuación)

Reserva de utilidades no distribuidas

La asignación de la utilidad neta para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2010 incluye la retención de utilidades de US$12.914 con un monto de US$12.172 resultante de la utilidad neta del año y US$742 originada por la adopción inicial del IFRS. Se pretende que esta propuesta cubra parcialmente el programa de inversiones anuales establecido en el presupuesto de capital para 2011, que se deliberará en la Asamblea Ordinaria de Accionistas de 2011.

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16. Patrimonio Neto (Continuación) d) Utilidades básicas y diluidas por acción

Los montos de las utilidades básicas y diluidas por acción se han calculado de la siguiente manera:

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2010 2009 2008 Utilidad neta para el año atribuible a Petrobras 19.184 15.504 18.879 Menos dividendos prioritarios de acciones preferidas (2.370) (1.159) (749)Menos dividendos de acciones ordinarias hasta los dividendos prioritarios de acciones preferidas en base por acción (3.148) (1.589) (1.027) Utilidad neta remanente a asignarse igualmente a acciones ordinarias y preferidas 13.666 12.756 17.103 Cantidad promedio ponderada de acciones en circulación Ordinarias/ADS 5.683.061.430 5.073.347.344 5.073.347.344 Preferidas/ADS 4.189.764.635 3.700.729.396 3.700.729.396 Utilidades básicas y diluidas por acción ordinaria y preferida 1,94 1,77 2,15 Utilidades básicas y diluidas por ADS 3,88 3,54 4,30

e) Dividendos e interés sobre el capital propio

De acuerdo con los estatutos de la Compañía, los tenedores de acciones ordinarias y preferidas tienen derecho a un dividendo mínimo del 25% de la utilidad neta anual conforme determinado por la Ley Corporativa Brasileña. Además, los tenedores de acciones preferidas tienen prioridad en el recibo de un dividendo anual de al menos el 3% del valor contable de las acciones o del 5% del capital desembolsado en relación a las acciones preferidas, conforme determinado en los registros contables estatutarios. Al 1º de enero de 1996, los montos atribuidos a los accionistas como interés (ver a continuación) pueden descontarse del cálculo del dividendo mínimo. Los dividendos se pagan en Reales. No hay impuesto retenido en la fuente a pagar sobre las distribuciones de dividendos desde el 1° de enero de 1996.

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F-69

16. Patrimonio Neto (Continuación) e) Dividendos e interés sobre el capital propio (Continuación)

La Compañía hace provisión o para los dividendos mínimos o para el interés total sobre el capital proprio en donde el beneficio fiscal fue reconocido al 31 de diciembre.

Las corporaciones brasileñas están autorizadas a atribuir interés sobre el capital propio de los accionistas, que puede ser pagado en efectivo o usarse para aumentar el capital. El cálculo se basa en los montos del patrimonio neto como se expresa en los registros contables estatutarios y la tasa de interés aplicada no puede exceder la Tasa de Interés de Largo Plazo (“TJLP”) como lo determina el Banco Central de Brasil. Tal interés no puede ser superior al máximo de 50% de la utilidad neta o al 50% de las utilidades retenidas más las reservas de utilidades. El interés sobre el capital propio está sujeto a impuesto retenido en la fuente en el origen a una tasa del 15%, excepto en el caso de accionistas inmunes o exentos, como lo establece la Ley No. 9.249/95. e.1) Dividendos e interés sobre el capital propio – ejercicio de 2010

Los dividendos propuestos al 31 de diciembre de 2010, por un monto de US$ 6.780 incluyen intereses sobre el capital propio por un total de US$ 5.857, aprobados por el Consejo de Administración de la siguiente forma:

Cuota

Fecha de la aprobación del

Consejo de Administración

Fecha de posición

accionariaFecha de

pago

Valor de la cuota – US$

millones 1ª. cuota interés sobre el capital propio 14.05.2010 21.05.2010 31.05.2010 9822ª. cuota interés sobre el capital propio 16.07.2010 30.07.2010 31.08.2010 9663ª. cuota interés sobre el capital propio 22.10.2010 01.11.2010 30.11.2010 1.0624ª. cuota interés sobre el capital propio 10.12.2010 21.12.2010 30.12.2010 1.5395ª. cuota interés sobre el capital propio 25.02.2011 21.03.2010 1.308Dividendos 25.02.2011 923

6.780

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16. Patrimonio Neto (Continuación) e) Dividendos e interés sobre el capital propio (Continuación)

e.1) Dividendos e interés sobre el capital propio – ejercicio de 2010 (Continuación)

Esos intereses sobre el capital propio deberán descontarse de la remuneración que se distribuya al final del año fiscal de 2010. El valor se actualizará monetariamente, de acuerdo con la variación de la tasa SELIC, desde la fecha en que el pago se realice efectivamente hasta el final del referido año fiscal.

El interés sobre el capital propio fue incluido con los dividendos propuestos para el año, conforme determinado por los estatutos de la Compañía y generó créditos de impuesto sobre la renta y contribución social de US$1.991 (US$1.331 en 2009 y US$995 en 2008) (ver Nota 3).

17. Adquisiciones/Ventas de Activos y Participaciones

a) Reputación mercantil (Goodwill)

Goodwill representa el exceso del precio de compra sobre el valor justo estimado de los activos netos adquiridos en la compra de un negocio. De acuerdo con el Tópico de Codificación 350 - Goodwill y Otros Activos Intangibles (“ASC 350”), la reputación mercantil corporativa no se amortiza, pero pasa por un test de impairment, en el nivel de la unidad declarante, que es un segmento operativo o un nivel por debajo de un segmento operativo. La Compañía realiza su revisión anual de impairment de reputación mercantil en el cuarto trimestre de cada año y siempre que los eventos y cambios en las circunstancias sugieran que el valor contable puede no ser recuperable.

El impairment de reputación mercantil incluye un abordaje en dos etapas. En la primera la Compañía compara el valor justo de la unidad declarante con su valor contable incluyendo la reputación mercantil. Si el valor justo es menor que el valor contable, incluyendo la reputación mercantil, existe una indicación de pérdida de impairment que se mide al realizar la segunda etapa. En la segunda etapa, el valor justo estimado de la primera etapa se utiliza como precio de compra en una adquisición hipotética de la unidad declarante. En combinaciones de compra de negocios se siguen reglas contables para determinar una asignación de precio de compra hipotético a los activos y pasivos de la unidad declarante. El monto residual de goodwill que resulta de esta asignación hipotética de precio de compra se compara con el monto registrado de reputación mercantil de la unidad declarante y el monto registrado se reduce de valor en los libros para el valor hipotético, si fuera menor.

Cambio en el saldo de la reputación mercantil para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2010 y 2009:

Saldo al 31 de diciembre de 2008 118 Ajustes de conversión acumulados 21 Saldo al 31 de diciembre de 2009

139

Adquisiciones en Chile 49Ajustes de conversión acumulados 4

Saldo al 31 de diciembre de 2010 192

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17. Adquisiciones/Ventas de Activos y Participaciones (Continuación) b) Combinaciones de negocios

Adquisición de activos de distribución en Chile

El 30 de abril de 2009, Petrobras, a través de sus subsidiarias totalmente controladas, Petrobras Venezuela Investments & Services B.V. y Petrobras Participaciones, S.L., localizadas en Holanda y España, respectivamente, concluyó el proceso de adquisición de los negocios de distribución y logística de ExxonMobil en Chile, con el pago de US$463, neto de efectivo y equivalentes de efectivo (disponibilidades) de las compañías compradas. Durante 2010, la Compañía registró reputación mercantil (goodwill) de US$49 después de haber concluido la evaluación del valor justo de los negocios de distribución y logística adquiridos en Chile. Debido a su inmaterialidad, la información proforma no se ha presentado. El 1º de diciembre de 2009, Petrobras adquirió Chevron Chile S.A.C, que produce y vende lubricantes de la marca Texaco en Chile, por aproximadamente US$14.

Aumento de Participación en Breitener Energética S.A.

Al 31 de diciembre de 2009, Petrobras tenía el 30% del capital social de Breitener Energética S.A., empresa constituida con el objetivo de generación de energía eléctrica, situada en la ciudad de Manaus, en el Estado de Amazonas. El 12 de febrero de 2010, Petrobras obtuvo el control de Breitener al adquirir una participación adicional del 35% en el capital social por US$ 2. Como resultado de la adquisición, Petrobras tiene una participación del 65% en Breitener Energética S.A. Debido a su inmaterialidad, la información proforma no se ha presentado.

c) Adquisición de empresas coligadas

Adquisiciones en el Segmento de Biocombustibles

En 2009 y 2010, Petrobras adquirió participación en compañías del segmento de bicombustibles, en la forma siguiente:

Fecha de la adquisición

Compañía % de

acciones

Valor de la adquisición – US$ millones

8 de diciembre de 2009 BSBios Marialva Indústria e Comércio 50 3224 de agosto de 2010 Bioóleo Industrial e Comercial 50 111º de noviembre de 2010 Nova Fronteira Bioenergia S.A. 37,05 15518 de enero de 2010 Total Agroindústria Canavieira S.A. 40,37 7914 de mayo de 2010 Açúcar Guarani S.A. 45,7 380

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F-72

17. Adquisiciones/Ventas de Activos y Participaciones (Continuación) c) Adquisición de empresas coligadas(Continuación)

Brasil Carbonos S.A.

El 22 de diciembre de 2010, la Compañía adquirió del Grupo Unimetal el 49% del total de las acciones de Brasil Carbonos S.A, por el monto de US$27. En la evaluación del valor justo de los activos netos adquiridos, se identificó una plusvalía de US$17 en los bienes de uso.

Acuerdo de inversión entre Petrobras, Petroquisa, Braskem, Odebrecht y Unipar El 22 de enero de 2010, Petrobras, Odebrecht y Unipar celebraron un acuerdo para consolidar todas las sus participaciones petroquímicas en Braskem, que se concluyó el 27 de diciembre de 2010, por medio de las siguientes transacciones: En abril de 2010, Petrobras ingresó en Braskem aproximadamente US$1.388, por medio de una coligada, como resultado de una llamada privada de capital. El 27 de abril de 2010, Braskem adquirió de Unipar el 60% de Quattor Participações y, el 10 de mayo de 2010 el 100% de Unipar Comercial y el 33,33% de Polibutenos. El 18 de junio de 2010, acciones representantes del 40% de la participación en Quattor Participações S.A. mantenidas por Petrobras fueron canjeadas por 18.000.087 nuevas acciones ordinarias emitidas por Braskem. El canje fue registrado de acuerdo con el ASC 860 “Transferencias y Servicio”, con base en el valor justo de la participación recibida de Braskem en la fecha de la transacción. Como resultado de la transacción, se registró una pérdida de US$226, neta de impuesto. El 17 de agosto de 2010, Braskem realizó la transferencia de 1.515.433 de sus acciones preferidas en poder de Odebrecht para la Compañía por un monto nominal para cumplir los términos del acuerdo. El 30 de agosto de 2010, acciones representando el 10% de la participación en Rio Polímeros S.A. mantenidas por Petrobras fueron canjeadas por 1.280.132 nuevas acciones preferidas emitidas por Braskem. El canje fue registrado de acuerdo con el ASC 860 “Transferencias y Servicio”, con base en el valor justo de la participación recibida de Braskem en la fecha de la transacción. Como resultado de la transacción, se registró una pérdida de US$46, neta de impuesto. El 27 de diciembre de 2010, se concluyó la incorporación de las acciones de la Quattor Petroquímica por Braskem.

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F-73

17. Adquisiciones/Ventas de Activos y Participaciones (Continuación) c) Adquisición de empresas coligadas (Continuación)

Acuerdo de inversión entre Petrobras, Petroquisa, Braskem, Odebrecht y Unipar (Continuación)

Como resultado de las transacciones anteriormente mencionadas, Petrobras aumentó su participación en Braskem del 25,41% para el 36,1% durante 2010.

d) Adquisición de participación minoritaria

Opción de venta de la Refinería de Pasadena por Astra En decisión emitida el 10 de abril de 2009, en el ámbito del proceso arbitral entre Petrobras America Inc. - PAI y otras y Astra Oil Trading NV - ASTRA y otras, se confirmó como válido el ejercicio de la opción de venta (“put option”) por parte de ASTRA en relación a PAI, del restante 49,13% de las acciones de ASTRA en Pasadena Refinery Systems Inc. (“PRSI”). De acuerdo con la decisión emitida, la consideración para adquirir el resto de la participación accionaria en la refinería y en la trading de Pasadena se fijó en US$466. En marzo de 2009, fue reconocida una pérdida por el valor de US$ 147, correspondiente a la diferencia entre el valor justo de los activos netos y el valor definido por el tribunal de arbitraje. Como resultado de esta decisión, la Compañía registró una carga de US$ 289 en Desembolso Adicional de Capital debido a la adquisición del restante 49,13% de las acciones de ASTRA en Pasadena Refinery Systems Inc. (“PRSI”). Continúan también en curso procesos judiciales en que las partes formulan pedidos de indemnizaciones recíprocas y otras reivindicaciones.

Opción de venta de la Refinería Nansei Sekiyu El 1º de abril de 2010, Sumitomo Corporation anunció su interés de ejercer el derecho de venta a Petrobras, por medio de la subsidiaria totalmente controlada, Petrobras Internacional Braspetro B.V., “PIBBV”, del 12,5% de las acciones del capital de Nansei Sekiyu K.K. Refinery (Nansei). El resto de las acciones (87,5%) ya están en poder de PIBBV desde 2008. El acuerdo de compra y venta de las acciones fue firmado el 29 de septiembre de 2010 y el pago, por un monto equivalente a US$ 29 (R$ 48.843 mil - JPY 2.365.268 mil), se realizó el día 20 de octubre de 2010 mediante la entrega de las acciones.

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F-74

17. Adquisiciones/Ventas de Activos y Participaciones (Continuación)

e) Adquisición de participación minoritaria (Continuación)

Opción de venta de la refinería Nansei Sekiyu (Continuación)

Como resultado del ejercicio del derecho de venta por Sumitomo Corporation, se registró una pérdida de US$10 correspondiente a la diferencia entre el valor justo de las acciones y el precio de compra estimado.

Adquisición de participación accionaria en la Refinería Alberto Pasqualini S.A. -

REFAP

El 14 de diciembre de 2010, Downstream Participações Ltda. firmó con Repsol YPF el Contrato de Compra y Venta de Acciones para la adquisición del 30% del capital social de la Refinería Alberto Pasqualini S.A. (Refap) por US$350. Esa transacción con accionistas no controlantes resultó en una reducción de US$71 en el patrimonio neto atribuible a los accionistas de la Compañía, como desembolso adicional de capital.

Con esta adquisición, Downstream tiene el 100% del control de las acciones de Refap. Repsol había adquirido la participación del 30% en 2001, como resultado del canje de activos realizado entre las empresas.

Sociedades de propósito específico

Durante 2009 y 2010 Petrobras ejercitó sus derechos de opción para adquirir todas las acciones de los accionistas no controlantes de determinadas Sociedades de Própósito Específico, que habían sido previamente consolidadas. De acuerdo con la ASC 810, estas adquisiciones se contabilizaron como desembolso de capital adicional.

Fecha de la opción Proyecto Razón social de la SPE

% de las acciones

Desembolso adicional de

capital 2009 2010 2009 2010

30/04/2009 Marlim Marlim Participações S.A. 100%

11/12/2009

CLEP

Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos 100% 983

30/12/2009

NovaMarlim

NovaMarlim Participações S.A.

43,43% 56,57%

13 1

16/03/2010

Cabiúnas

Cayman Cabiúnas Investment Co. Ltd.

100%

05/08/2010

Amazônia

Transportadora Urucu Manaus S.A.- TUM

100%

99

01/09/2010 Barracuda & Caratinga

Barracuda & Caratinga Holding Company B.V.

100% (572)

996 (472)

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17. Adquisiciones/Ventas de Activos y Participaciones (Continuación) e) Venta de activos y otras informaciones

Venta de la Refinería de San Lorenzo y parte de la red de distribución en Argentina

El 4 de mayo de 2010, Petrobras Argentina S.A. (antigua Petrobras Energia S.A.), aprobó los términos y las condiciones del acuerdo para la venta a Oil Combustibles S.A. de activos de refinación y distribución en Argentina. El negocio incluye una refinería situada en San Lorenzo, provincia de Santa Fe, una unidad fluvial y una red de comercialización de combustibles vinculada a esa refinería, compuesta de 360 puestos de venta y clientes mayoristas asociados. La oferta por los activos mencionados fue de aproximadamente US$36. Además, en la fecha del cierre se venderán a Oil Combustibles los bienes de cambio de petróleo y de los diferentes productos por aproximadamente US$74. El valor total de la transacción se estima en US$110. La operación está en fase de aprobación por parte de las autoridades administrativas, de acuerdo con la legislación en vigor en Argentina. La operación no considera la venta de la unidad reformadora que Petrobras Argentina tiene en su Complejo Petroquímico de Puerto General San Martín.

Adquisición de Gás Brasiliano Distribuidora S.A. Petrobras S.A., por medio de su subsidiaria Petrobras Gás S.A. (“Gaspetro”), firmo, el día 26 de mayo de 2010, con Enti Nazionale Idrocarburi S.p.A. – ENI contrato de adquisición del 100% de las acciones de Gas Brasiliano Distribuidora S.A. (“GBD”), por el valor aproximado de US$250, sujeto a ajustes en función del valor del capital de trabajo de la empresa en la fecha de liquidación de la operación. La transferencia de control solamente se realizará después de la conclusión de la transacción, que está sujeta a la aprobación de la Agencia Reguladora de Saneamiento y Energía del Estado de São Paulo - ARSESP.

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F-76

17. Adquisiciones/Ventas de Activos y Participaciones (Continuación)

e) Venta de activos y otras informaciones (Continuación)

Operaciones en Ecuador En 2006, el gobierno ecuatoriano comenzó una serie de reformas tributarias y regulatorias en las actividades de hidrocarburos, lo que afectó significativamente los contratos de participación en bloques de exploración. A partir del 24 de noviembre de 2010, todos los contratos de exploración vigentes hasta esa fecha deberían migrar para contratos de prestación de servicios. Petrobras Argentina S.A. - PESA, por medio de la Sociedad Ecuador TLC S.A., tiene participación del 30% en los contratos de exploración del Bloque 18 y del Campo Unificado de Palo Azul, localizados en la cuenca Oriente de Ecuador. PESA decidió no aceptar la propuesta final de migrar sus contratos para la nueva modalidad contractual, cabiéndole al gobierno ecuatoriano indemnización de las inversiones realizadas en esos bloques de exploración. También en Ecuador, PESA tiene contrato del tipo “Ship or Pay” firmado con Oleoducto de Crudos Pesados Ltd - OCP para transporte de petróleo, que está en vigor desde el 10 de noviembre de 2003, con vigencia de 15 años. Debido a los compromisos asumidos por la capacidad de transporte contratada y no utilizada debido a la reducción del volumen comercializado de petróleo, fue registrado pasivo de US$85 al 31 de diciembre de 2010.

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F-77

18. Compromisos y Contingencias a) Compromisos

Compromisos de compra de gas natural Petrobras firmó un contrato con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), para la compra de un total de 201,9 mil millones de metros cúbicos de gas natural durante el período de vigencia del contrato, comprometiéndose a comprar volúmenes mínimos anuales al precio calculado de acuerdo con una fórmula indexada al precio del óleo combustible. El contrato estará en vigor hasta 2019 y se renovará hasta que el volumen total contratado haya sido consumido. El ducto alcanzó un rendimiento promedio de 22,0 millones de metros cúbicos por día durante 2010. En el período entre 2002 y 2005, Petrobras compró un volumen menor que el mínimo establecido en el contrato con YPFB y pagó US$81 referentes a los volúmenes no transportados, cuyos créditos se devengarán por retiradas de volúmenes futuros. Los compromisos de compra de gas, hasta el final del contrato, representan volúmenes promedios anuales de 24 millones de metros cúbicos al día. En el cuarto trimestre de 2009, Petrobras e YPFB firmaron un apéndice contractual que regula el pago de montos adicionales a YPFB en relación a la cantidad de líquidos (hidrocarburos pesados) presentes en el gas natural importado por Petrobras de la referida compañía por medio de un Acuerdo de Suministro de Gas (Gas Supply Agreement - GSA). El apéndice determina montos adicionales entre US$100 y US$180 por año, aplicados a los volúmenes de gas entregados a partir de mayo de 2007. En lo que se refiere a 2007, la obligación de pago adicional por Petrobras se registró como provisión y se liquidó en febrero de 2010. El pago de los montos relativos a los años siguientes solamente será debido después del cumplimiento de una condición anterior, determinada en el apéndice, que exigirá negociaciones adicionales con YPFB.

Compromisos de compra de petróleo bruto e sus derivados

En un esfuerzo para asegurar el abastecimiento de productos derivados de petróleo a sus clientes, la Compañía tiene diversos contratos regulares de compra a corto y largo plazo con fechas de vencimiento hasta 2019 que colectivamente la obligan a comprar un mínimo de aproximadamente 453.802 barriles de petróleo crudo y productos derivados de petróleo por día a precios de mercado.

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F-78

18. Compromisos y Contingencias (Continuación) a) Compromisos (Continuación)

Pagos mínimos por arrendamiento operativo

La Compañía está comprometida en hacer los siguientes pagos mínimos respecto a arrendamientos operativos al 31 de diciembre de 2010:

2011 10.6452012 9.5112013 7.6222014 6.2322015 3.4812016 en adelante 10.587 Compromisos de pago mínimo de arrendamiento operativo 48.078

La Compañía pagó US$5.943, US$3.939 y US$2.983, respecto a gastos por arrendamiento operativo al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, respectivamente.

Garantías a los contratos de concesión para exploración de petróleo

Petrobras concedió garantías a la ANP para el programa de exploración mínima definido en los contratos de concesión de las áreas de exploración, totalizando US$3.209 (US$2.355 en 2009). De este total, US$2.849 (US$2.042 en 2009) representa una pignoración sobre el petróleo a ser extraído de campos previamente identificados, ya en producción, para las áreas en las que la Compañía ya ha realizado descubrimientos comerciales o inversiones. Para las áreas cuyas concesiones se obtuvieron en licitaciones de la ANP, Petrobras ha proporcionado garantías bancarias ascendiendo a US$1.096 hasta el 31 de diciembre de 2010 (US$333 en 2009).

a) Litigios

Petrobras está sujeta a una serie de compromisos y contingencias resultantes del curso normal de sus negocios. Adicionalmente, las operaciones y ganancias de la Compañía han sido, y pueden serlo en el futuro, afectadas de vez en cuando y en grados variados por motivos políticos y leyes y regulaciones, tales como el papel continuo del Gobierno Federal Brasileño como accionista controlante de la Compañía, la situación de la economía brasileña, la venta forzada de activos, aumentos de impuestos y reclamaciones retroactivas de impuestos, así como regulaciones ambientales. La probabilidad de tales eventos y sus efectos generales sobre la Compañía no son previsibles.

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F-79

18. Compromisos y Contingencias (Continuación)

b) Litigios (Continuación) La Compañía es parte de numerosas acciones legales envolviendo asuntos civiles, impositivos, laborales, corporativos y ambientales, generados en el curso normal de los negocios. Basados en la asesoría jurídica interna y el mejor juicio de su Administración, la Compañía ha registrado provisiones en valores suficientes para atender pérdidas consideradas probables y estimables razonablemente. Al 31 de Diciembre de 2010 y 2009, los respectivos montos provisionados por tipo de proceso se muestran a continuación:

Al 31 de diciembre de 2010 2009

Reclamaciones laborales 119 71Reclamaciones impositivas 361 94Reclamaciones civiles 214 272Reclamaciones comerciales y otras contingencias 66 63

Total 760 500

Contingencias corrientes - (31)

Contingencias no corrientes 760 469

Al 31 de diciembre de 2010 y 2009, de acuerdo con la ley brasileña, la Compañía ha pagado US$1.674 y US$1.158 respectivamente, en depositarías federales para proporcionar garantía por estas y otras reclamaciones hasta que sean liquidadas. Estos montos se reflejan en el balance general como depósitos restringidos por procesos legales y garantías.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación) b) Litigios (Continuación)

b.1) Procesos clasificados como pérdidas probables

Los principales procesos, previamente divulgados como pérdidas posibles, se clasifican en este trimestre como pérdidas probables, debido al desarrollo de los procesos o acuerdos legales en curso, conforme especificado a seguir: ICMS – Naufragio de la Plataforma P-36

En 2001, la Plataforma P-36 fue importada por Petrobras bajo la modalidad de admisión temporaria, de acuerdo con el régimen especial para importaciones y exportaciones (REPETRO) que suspende la tributación y, por lo tanto, en esta ocasión no se debían los impuestos estaduales.

Con el naufragio de la plataforma, en marzo de 2001, el Estado de Río de Janeiro abrió un proceso para la recaudación del ICMS suspenso por medio del regimen especial por entender que la plataforma no proporcionaría más retornos. En febrero de 2010, con la decisión desfavorable en la última instancia de apelación del Tribunal de Justicia de Río de Janeiro, Petrobras comenzó una evaluación de los aspectos jurídicos de la acción y económicos de utilización de los beneficios de amnistía fiscal previstos en la Ley Estadual nº 5.647, del 18 de enero de 2010, que permite eliminación de multa y reducción expresiva de otras cargas, además de la posibilidad de pago con títulos de deuda de Estados y Municipios. Petrobras adhirió a las condiciones de pago de la mencionada Ley del Estado, determinando que el monto total acordado con el Estado de Río de Janeiro fuera de US$269, siendo US$65 con títulos de deuda de Estados y Municipios.

Triunfo Agro Industrial S.A y otras empresas

En el transcurso del año 2000, Triunfo Agro Industrial y otras empresas interpusieron acción contra Petrobras, reclamando daños y perjuicios debido a la interrupción de operación de cesión de crédito – prima de impuesto sobre producto manufacturado (IPI). El juicio realizado por el Tribunal de Justicia de Río de Janeiro, en segunda instancia, fue desfavorable a Petrobras, rechazando el recurso interpuesto por la Compañía.

Paralelamente a la interposición de los referidos recursos, Petrobras presentó el día 28 de septiembre de 2010 una Acción de Rescisión ante el Plenario del Tribunal de Justicia de Río de Janeiro, en la cual obtuvo, por 20 votos a uno, un recurso preliminar que prohíbe cualquier retirada de valores por parte de las autoras del proceso.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación)

b) Litigios (Continuación) b.1) Procesos clasificados como pérdidas probables (Continuación) Triunfo Agro Industrial S.A y otras empresas (Continuación)

Con base en el parecer de sus asesores jurídicos, la Compañía ha evaluado el riesgo de pérdida como siendo probable. La exposición máxima estimada al 31 de diciembre de 2010 es de aproximadamente US$298 para la cual se ha hecho provisión. La Compañía tiene un saldo de depósitos en juicio para este proceso por un monto de US$205, resultando en un valor neto de US$94.

Notificación de infracción - Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y

Biocombustibles – ANP El 1º de julio de 2010, Petrobras recibió una notificación de que había sido abierto un proceso por la ANP, por un monto de US$133, alegando errores en la base de cálculo de la tasa de participación especial de los campos de Barracuda y Caratinga. El 15 de julio de 2010, Petrobras interpuso defensa a la ANP. El 30 de septiembre de 2010, ANP envió un nuevo oficio con revisión de valor para la notificación oficial, por entender que parte del contrato de arrendamiento de pago no consistiría en operación de financiación. Petrobras protocolizó en la ANP, el 28 de octubre de 2010, un pedido de división en cuotas, en 30 meses, por un total de US$52, con base en el valor determinado en el Oficio nº 646/2010/SPG, del 15 de octubre de 2010. Hasta el 31 de diciembre de 2010, la Compañía había pagado tres cuotas.

Autor: La Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro (FEPERJ)

FEPERJ pleitea, en nombre de sus representados, indemnizaciones diversas en razón del derramamiento de petróleo en la Baía de Guanabara, ocurrido el 18 de enero de 2000. En aquella época, Petrobras indemnizó extrajudicialmente a todos los que comprobaron ser pescadores en el momento del accidente. Según datos del registro nacional de pescadores, solamente 3.339 personas podrían pleitear indemnización.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación)

b) Litigios (Continuación) b.1) Procesos clasificados como pérdidas probables (Continuación) Autor: La Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro (FEPERJ) (Continuación) El 02 de febrero de 2007, se publicó una decisión aceptando parcialmente el informe de pericia y, bajo el pretexto de cuantificar el valor de la sentencia, se determinó que los parámetros para el cálculo correspondiente, basado en los criterios, resultaría en un monto de US$661. Petrobras presentó apelación contra esta decisión ante el Tribunal de Apelación de Río de Janeiro, porque los parámetros establecidos en la decisión ya habían sido especificados por el mismo tribunal. El recurso fue aceptado. El 29 de junio de 2007,se publicó la decisión de la Primera Cámara Civil del Tribunal de Apelación del Estado de Río de Janeiro, negando aceptación del recurso de Petrobras y aceptando el recurso de la FEPERJ. Contra esa decisión se interpusieron Recursos Especiales por parte de Petrobras, los cuales en juicio realizado el día 19 de noviembre de 2009, por el Supremo Tribunal de Justicia, se aceptaron para anular la sentencia de la Primera Cámara Civil del Tribunal de Justicia del Río de Janeiro. Se espera la publicación de la sentencia del Supremo Tribunal para evaluar si serán presentados nuevos recursos por parte de FEPERJ, o si el proceso se devolverá al Tribunal de Justicia de Rio de Janeiro para nuevo juicio. De acuerdo con los peritos de la Compañía, el valor registrado de US$30 representa la indemnización a ser establecida por el tribunal al final del proceso. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera probable el riesgo de pérdida. Autor: Secretaría de Hacienda Federal de Río de Janeiro - Impuesto sobre La Renta Retenido en la Fuente en relación a CLEP El 16 de julio de 2009, la Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos (CLEP) recibió un auto de infracción cuestionando la tasa del Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente, aplicable en la emisión de títulos en el exterior. Posibilidad de aplicación del Tratado Brasil - Japón (Dic. 61.889/67). El 14 de agosto de 2009, CLEP registró en la Comisaría de Hacienda Federal de Río de Janeiro impugnación a este Auto de Infracción. El 3 de septiembre de 2009, el proceso fue enviado al Servicio de Control y Juicio - DRJ. La exposición máxima actualizada de Petrobras al 31 de diciembre de 2010 es de US$250. Estos montos se refieren a las empresas consolidadas y fueron compensados contra el saldo de financiación en obligaciones corrientes y no corrientes. El pedido de mandato de seguridad para renovación de la intimación sobre la sentencia proferida en el Proceso Administrativo y suspensión de la exigibilidad del débito de impuesto sobre la renta retenido en la fuente fue rechazado, lo que causó la interposición de apelación interlocutoria en 19 de noviembre de 2010.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación)

b) Litigios (Continuación)

b.1) Procesos clasificados como pérdidas probables (Continuación) Autor: Secretaría de Hacienda Federal de Río de Janeiro - Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente en relación a CLEP (Continuación) El día 2 de diciembre de 2010 el pedido de anticipación de la tutela fue aprobado parcialmente, suspendiéndose los actos de cobro del débito hasta que se haga efectiva la nueva notificación de la aludida sentencia en la esfera administrativa.

b.2) Procesos clasificados como pérdidas posibles

Autor: Porto Seguros Imóveis Ltda. El 23 de noviembre de 1992, Porto Seguro Imóveis Ltda., un accionista minoritario de Petroquisa, entabló una acción judicial contra Petrobras en el Tribunal de Justicia del Estado de Río de Janeiro por supuestas pérdidas sufridas, debido a la venta de la participación accionaria minoritaria de Petroquisa en varias compañías petroquímicas, incluidas en el Programa Nacional de Privatización (“Programa Nacional de Desestatização”), creado por la Ley No. 8.031/90. En esta acción, el demandante solicita que Petrobras, como accionista mayoritaria de Petroquisa, sea obligada a resarcir los daños causados al patrimonio de Petroquisa, a consecuencia de los actos corporativos que aprobaron el precio de venta mínimo atribuido a su participación accionaria en el capital de las compañías privatizadas. La decisión fue emitida el 14 de enero de 1997, considerando a Petrobras responsable por pérdidas y daños causados a Petroquisa por un monto equivalente a US$3.406. Además a ese monto, Petrobras fue sentenciada a pagar, a favor del demandante, el 5% del monto relativo a la indemnización como una prima (véase artículo 246, párrafo 2 de la Ley No. 6.404/76), así como los honorarios de los abogados de aproximadamente 20% sobre esa misma suma.

Con relación a la decisión publicada el 5 de junio de 2006, la Compañía está ahora esperando asignación de la agenda para reexaminar la cuestión relacionada al bloqueo de la Apelación Especial de Petrobras.

Petrobras interpuso un recurso extraordinario y especial ante el Supremo Tribunal de Justicia (STJ) y el Supremo Tribunal Federal (STF), que fue rechazado. Petrobras entonces interpuso un recurso interlocutorio contra la decisión ante el Supremo Tribunal de Justicia y el Supremo Tribunal Federal.

El Recurso Especial interpuesto por Porto Seguro, que buscaba impedir el procesamiento del Recurso Especial interpuesto por Petrobras, fue juzgado y rechazado en diciembre de 2009.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación)

b) Litigios (Continuación)

b.2) Procesos clasificados como pérdidas posibles (Continuación) Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda. (Continuación) Se espera la publicación de esta decisión y el juicio del ya mencionado Recurso Especial por el cual Petrobras busca revertir completamente la sentencia. Si el monto fijado no se revierte, la indemnización estimada para Petroquisa, incluyendo corrección monetaria e interés, seria de US$11.422. Como Petrobras posee el 100% del capital accionario de Petroquisa, una porción de la indemnización estimada en US$7.539 no representará un desembolso por parte del Grupo Petrobras. En caso de pérdida, Petrobras tendría que pagar US$571 a Porto Seguro y US$2.284 a Lobo & Ibeas a título de honorarios de abogados. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, es posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

Autor: Kalium Mineração S.A

Kalium Mineração S.A. interpuso acción por daños y perjuicios y lucros cesantes, debido a rescisión contractual. Considerado parcialmente procedente en primera instancia. Las dos partes interpusieron recursos que fueron rechazados. Petrobras aguarda decisión judicial del Recurso Extraordinario interpuesto ante el Supremo Tribunal Federal y Recurso Especial en el Superior Tribunal de Justicia el 18 de septiembre de 2003, ambos admitidos. Hay también Recurso Especial de Kalium aguardando decisión judicial. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para Petrobras el 31 de diciembre de 2010 es de US$117. Con base en la opinión de sus abogados, la Compañía ha considerado posible el riesgo de pérdida. Autor: Destilaria J.B. Ltda. y Otras Cobro de cargas sobre facturas relativas a la adquisición de alcohol pagadas con atraso. Hay decisión condenatoria transitada en juzgado, por un monto que se calculará y que aún está pendiente de confirmación. Exposición maxima indeterminada. Basada en el parecer de sus asesores legales, la Compañía há considerado posible el riesgo de perdida.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación)

b) Litigios (Continuación)

b.2) Procesos clasificados como pérdidas posibles (Continuación) Autor: IBAMA (Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Renovables) Incumplimiento de la cláusula de Término de Acuerdo y Compromiso - TAC en relación a la Cuenca de Campos de 11 de agosto de 2004 por continuidad de perforación sin aprobación previa. Decisión en primera instancia administrativa, condenando a Petrobras al pago por la falta de cumplimento del TAC. La Compañía interpuso recurso jerárquico al Ministro de Medio Ambiente que aguarda juicio. La exposición máxima para Petrobras, actualizada monetariamente al 31 de diciembre de 2010, es de US$ 109. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía ha evaluado que hay un posible riesgo de pérdida. Autor: Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles – ANP

Multa por incumplimiento de los Programas de Exploración Mínima – “Ronda Cero”. La ejecución de las multas está suspendida por fuerza de mandato judicial preliminar, conforme actos de la acción interpuesta por Petrobras. Por acción civil ordinaria, la Compañía pleitea el reconocimiento de su crédito proveniente del art. 22, párrafo 2º de la Ley del Petróleo, requiriendo la compensación del eventual débito que Petrobras tenga con ANP. Ambos procesos judiciales que tienen tramitación conjunta se encuentran en fase de pruebas. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para Petrobras, al 31 de diciembre de 2010 es de US$219. Con base en la opinión de sus abogados, la Compañía ha considerado posible el riesgo de pérdida.

c) Notificación del INSS - responsabilidad conjunta

La Compañía recibió varias actas de infracción fiscales con relación a los montos de seguridad social a pagar debido a irregularidades en la presentación de la documentación requerida por el INSS, para eliminar su responsabilidad conjunta al contratar servicios de construcción civil y otros, estipulados en los párrafos 5 y 6 del artículo 219 y los párrafos 2 y 3 del artículo 220 del Decreto No. 3.048/99. Para asegurar la presentación de apelaciones y/o la obtención del Certificado de Ausencia de Débitos por parte del INSS, US$69 de los montos desembolsados por la Compañía se registraron como depósitos restringidos por procesos legales y garantías y pueden recuperarse en las respectivas acciones en curso, relacionadas a 332 notificaciones que ascienden a US$218 al 31 de diciembre de 2010. El departamento jurídico de Petrobras cree en una posible derrota en relación a estos lanzamientos fiscales y considera posible el riesgo de un fucturo desembolso en el.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación) d) Actas de infracción

Autor: Dirección General Impositiva de Río de Janeiro - Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente relacionado a fletamento de buques

La Dirección General Impositiva de Río de Janeiro labró dos Actas de Infracción en contra de la Compañía en relación a impuesto sobre la renta retenido en la fuente (IRRF) sobre remesas de pagos al exterior con relación al fletamento de buques de plataforma móvil entre el año 1999 y el año 2002. La Dirección General Impositiva, con base en la Ley No. 9.537/97, Artículo 2, considera que las plataformas de perforación y producción no pueden clasificarse como buques marítimos y por lo tanto no deben fletarse, sino arrendarse. Con base en esa interpretación, las remesas extranjeras para cumplimiento de acuerdos de fletamento estarían sujetas a una retención de impuestos en la fuente a una tasa del 15% o 25%.

Petrobras se ha defendido contra esas actas de infracción. Se interpusieron recursos administrativos ante el Tribunal Superior de Apelaciones para Asuntos Fiscales, último nivel administrativo, que todavía esperan una decisión. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2010, es de US$2.717. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación)

d) Actas de infracción (Continuación)

Autor: Autoridades financieras del Estado de Río de Janeiro - II e IPI en relación a los equipos de Termorio

Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación a II (Impuesto de Importación) e IPI (Impuesto sobre Productos Manufacturados) cuestionando la clasificación fiscal como Otros Grupos Electrógenos en la importación de conjunto de equipos pertenecientes a la usina termoeléctrica Termorio S.A.

El 15 de agosto de 2006, la Termorio registró, en la Inspección de Hacienda Federal de Río de Janeiro, impugnación a este Auto de Infracción al considerar que las clasificaciones fiscales efectuadas estaban amparadas por laudo técnico de instituto de conocimiento notorio. En su sesión del 11 de octubre de 2007, la Primera Instancia de Juicio consideró improcedente el lanzamiento del Auto de Infracción, vencido un juzgador que votó por la procedencia parcial. La Inspección de Hacienda Federal interpuso recurso de oficio al consejo de contribuyentes, pero tal solicitud aún no ha sido juzgada. La exposición máxima de Petrobras, al 31 de diciembre de 2010, incluyendo corrección monetaria, es de US$468. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida.

Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en el Dominio Económico- CIDE

La Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía debido a la falta de recaudación en el período de marzo de 2002 a octubre de 2003 de la Contribución de Intervención en el Dominio Económico - CIDE - el impuesto por transacciones a ser pagado al gobierno brasileño, por productores, mezcladores e importadores sobre las ventas y compras de determinados productos derivados de petróleo y combustibles a un valor determinado para los diferentes productos con base en la unidad de medida típicamente utilizada para tales productos, en obediencia a los mandatos judiciales obtenidos por Distribuidores y Puestos de Combustibles, inmunizándolos de la respectiva incidencia. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobrás interpuso Recurso Voluntario que se encuentra pendiente de juicio. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2010, es de US$714. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación)

d) Actas de infracción (Continuación)

Autor: Secretaría de Hacienda del Estado de São Paulo Las autoridades fiscales-financieras de São Paulo abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía debido a la exclusión de la base de tributación de ICMS de los montos de las importaciones de gas natural desde Bolivia. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobrás interpuso Recurso Voluntario que fue negado. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2010, es de US$615. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida.

Autor: Secretaría de Hacienda Federal

La Secretaria de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación al Impuesto de Renta Retenido en la Fuente - IRRF sobre remesas para pago de importaciones de petróleo. El tribunal de primera instancia consideró que la evaluación no tenía fundamento. El Departamento de Impuesto de Renta Federal interpuso una apelación ante el Consejo de Contribuyentes que fue aprobado. Petrobras interpuso una apelación espontánea que está a la espera de la realización de la audiencia. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2010, es de US$536. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en el Dominio Económico- CIDE

La Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación al fallo por parte de Petrobras de retener CIDE (Contribución de Intervención en el Dominio Económico) en relación a importaciones de nafta revendidas a Braskem. En primera instancia, juzgado procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso recurso voluntario que fue transformado en inspecciones en las dependencias de la Compañía. Diligencia atendida. Aguardando juicio del Recurso Voluntario. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2010, es de US$1.318. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación)

d) Actas de infracción (Continuación) Autor: Secretaría de Hacienda del Estado de Río de Janeiro

Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación a la exclusión de las operaciones de transferencia de LGN en el ámbito del establecimiento centralizador de la imposición del ICMS. Decisión desfavorable a Petrobras. Recurso espontáneo interpuesto al Consejo de Contribuyentes, que negó aprobación al mismo. La Compañía evalúa la posibilidad de interponer un proceso legal. La máxima exposición para la Compañia, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2010, es de US$1.253. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida. Autor: Municipalidades de Anchieta, Aracruz, Guarapari, Itapemirim, Jaguaré, Marataízes, Serra, Vila Velha y Vitória Algunos municipios localizados en el Estado de Espírito Santo emitieron autos de infracción contra Petrobras, por la supuesta falta de retención del impuesto sobre servicios de cualquier naturaleza (ISSQN) incidente sobre servicios prestados en territorio marítimo. Petrobras retuvo ese ISSQN, sin embargo realizó la recaudación en los municipios en donde están establecidos los respectivos prestadores, en conformidad con la Ley Complementaria nº 116/03. La Compañía presentó impugnaciones/recursos con el objetivo de cancelación de las actuaciones, encontrándose su mayoría en fase de juicio administrativo. De los municipios en relación a los cuales ya se ha agotado la discusión (en la esfera administrativa), solamente el Município de Itapemirim interpuso acción de ejecución fiscal. En este caso judicial, la Compañía ofreció garantía y está defendiéndose, considerando haber recaudado correctamente el ISS, en los términos de la Ley Complementaria nº 116/2003. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2010, es de US$868. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida.

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18. Compromisos y Contingencias (Continuación)

d) Actas de infracción (Continuación)

Autor: Secretaría de Hacienda del Estado de Rio de Janeiro

Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación al aprovechamiento indebido de créditos de ICMS de taladros de perforación y de productos químicos utilizados en la formulación de fluido de perforación. La Secretaría de Hacienda del Estado de Río de Janeiro redactó los autos de infracción por entender que tales productos constituyen material de uso y consumo, cuyo aprovechamiento de crédito solamente se permitirá a partir de 2011. Petrobras presentó defensas administrativas con el objetivo de ver canceladas las actuaciones, encontrándose su mayoría todavía en fase de juicio. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2010, es de US$356. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida.

Autor: Secretaría de Hacienda del Estado de São Paulo

Las autoridades fiscales-financieras del Estado de São Paulo abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación a descontinuación de cobro de ICMS y multa de importación e incumplimiento de obligación adicional. Admisión temporal - Sonda de Perforación - Admisión en São Paulo - Liberación aduanera en Río de Janeiro (Convenio ICMS nº 58/99). En la primera instancia fue juzgado procedente el lanzamiento. Se interpuso Recurso Voluntario el 23 de diciembre de 2009, que está pendiente de juicio. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2010, es de US$1.041. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida.

Autor: Secretaría de Hacienda y Planificación del Distrito Federal

Las autoridades fiscales-financieras del Distrito Federal abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación a recaudación de ICMS en razón de omisión de salida (bienes de cambio). En la primera instancia, considerado procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso Recurso Voluntario, que se encuentra pendiente de juicio. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2010, es de US$86. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida. Actor: Secretaría de Hacienda del Estado de Bahia Apropiación indebida de crédito, diferencia de tasa de ICMS de material para uso y consumo. En la primera instancia, considerado procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso Recurso Voluntario que se encuentra pendiente de juicio. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria, para la Compañía al 31 de diciembre de 2010 es de US$140. Con base en la opinión de sus abogados, la Compañía ha considerado posible el riesgo de pérdida.

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F-91

18. Compromisos y Contingencias (Continuación) e) Temas medioambientales

La Compañía está sujeta a varias leyes y regulaciones medioambientales. Dichas leyes regulan el lanzamiento de petróleo, gas u otros materiales en el medioambiente y pueden requerir que la Compañía revierta o disminuya los efectos medioambientales surgidos del desecho o lanzamiento de estos materiales en diversos locales. La Administración de la Compañía considera que cualquier gastos habidos para corregir o remediar posibles impactos ambientales no deben causar un efecto significativo sobre las operaciones o flujos de efectivo.

PEGASO - (Programa de Excelencia en Gestión Ambiental y Seguridad Operativa) Durante el año 2000, la Compañía implementó un programa de excelencia medioambiental y seguridad operativa - PEGASO - (Programa de Excelencia en Gestión Ambiental y Seguridad Operativa). Desde 2000 hasta el 31 de diciembre de 2010, la Compañía realizó gastos por aproximadamente US$5.628 en relación al programa. Durante los años finalizados el 31 de diciembre de 2010 y 2009, la Compañía incurrió en gastos por aproximadamente US$325 y US$300, respectivamente. La Compañía cree que futuros desembolsos relacionados con actividades de recuperación del medio ambiente debido a accidentes, si los hubiera, no serán significativos. Derrame de petróleo de la refinería Presidente Getúlio Vargas

El 16 de julio de 2000, hubo un derrame de petróleo en la refinería Presidente Getúlio Vargas, que resultó en el derramamiento de petróleo crudo en los alrededores. Los Fiscales Federales y del Estado de Paraná iniciaron una acción civil en contra de la Compañía reclamando US$1.176 por los daños habidos, que ya fue rebatido por la Compañía. Además, hay otros dos procesos en curso, uno iniciado por el Instituto Ambiental de Paraná y otro por una asociación civil llamada AMAR, que ya fueron rebatidas por la Compañía. Se está esperando el comienzo de la investigación pericial para cuantificar el monto. El tribunal determinó que las acciones presentadas por AMAR y por los fiscales federal y del estado se juzguen como una sola. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2010, es de US$91 relacionado con AMAR y US$3.471 para los Fiscales Federal y del Estado del Paraná. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

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F-92

18. Compromisos y Contingencias (Continuación) e) Temas medioambientales (Continuación)

Ruptura del ducto Araucária-Paranaguá

El 16 de febrero de 2001, el ducto Araucária-Paranaguá de la Compañía se rompió y derramó óleo combustible en los ríos Sagrado, Meio, Neves y Nhundiaquara situados en el estado de Paraná. Como resultado del accidente, la Compañía recibió multa por aproximadamente US$80 impuesta por el Instituto Ambiental de Paraná, objeto de rechazo por la Compañía a través de proceso administrativo, pero la apelación fue rechazada. El tribunal determinó que las acciones presentadas por AMAR y por los fiscales federal y del estado se juzguen como una sola. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para Petrobras, al 31 de diciembre de 2010, es de US$94. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. Derrame de petróleo debido al hundimiento de la Plataforma P-36 El 15 de marzo de 2001, hubo un derrame debido a un accidente con la plataforma P-36, originando pérdidas de combustible diesel y petróleo crudo. En publicación del día 23 de mayo de 2007, se juzgó procedente, en parte, el pedido, y condenó a Petrobras al pago del monto de US$56 (R$100 millones), a título de indemnización por los daños causados al medioambiente, a ser corregido monetariamente y con intereses de mora del 1% al mes contados a partir de la fecha en que se realizó el daño. Petrobrás presentó una moción para clarificación, que se encuentra pendiente de juicio. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para Petrobras, al 31 de diciembre de 2010, es de US$178. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

f) Procesos de pequeños valores

La Compañía tiene diversos procesos judiciales y administrativos con expectativas de pérdidas posibles, cuyo total para naturaleza jurídica asciende a US$63 de causas civiles, US$561 de causas laborales, US$674 de causas tributarias y US$103 de causas medioambientales.

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F-93

19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo La Compañía está expuesta a varios riesgos de mercado surgidos durante el curso normal de sus negocios. Estos riesgos de mercado involucran principalmente la posibilidad de que cambios en las tasas de interes, las tasas de cambio de moneda extranjera o en los precios de commodities afecten negativamente los valores de los activos y pasivos financieros de la Compañía o sus futuros flujos de efectivo y utilidades. La Compañía mantiene una política general de gestión de riesgo bajo la dirección de sus ejecutivos. En 2004, el Comité Ejecutivo de Petrobras instituyó el Comité de Gestión de Riesgos formado por gerentes ejecutivos de todas sus áreas de negocio y de diversas áreas corporativas. Este comitê, además de tener como objetivo asegurar la gestión integrada de las exposiciones al riesgo y de formalizar las principales directrices de actuación de la Compañía, tiene el objetivo de concentrar las informaciones y discutir sobre las acciones de gestión del riesgo, facilitando la comunicación con el Directorio y el Consejo de Administración en aspectos relacionados con las mejores prácticas de gobierno corporativo. La política de gestión de riesgos del Sistema Petrobras busca contribuir para un equilibrio adecuado entre sus objetivos de crecimiento y retorno y su nivel de exposición al riesgo, y fue sea inherente al propio ejercicio de sus actividades o consecuencia del contexto en el que opera, de modo que, por medio de la asignación efectiva de sus recursos físicos, financieros y humanos la Compañía pueda cumplir sus metas estratégicas.

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F-94

19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) La Compañía puede utilizar instrumentos derivados y no derivados al implantar su estrategia general de gestión de riesgo. Sin embargo, al utilizar instrumentos derivados, la Compañía está expuesta al riesgo de crédito y de mercado. El riesgo de crédito consiste en que la contraparte no se desempeñe según los términos del contrato de derivados. El riesgo de mercado es el posible efecto adverso sobre el valor de un activo o pasivo, incluyendo instrumentos financieros que resultan de los cambios de las tasas de interés, tasas de cambio de moneda o precios de commodities. La Compañía se previene contra el riesgo de crédito restringiendo las contrapartes de dichos instrumentos financieros derivados a las principales instituciones financieras. El riesgo de mercado es administrado por los ejecutivos de la Compañía. La Compañía no mantiene o emite instrumentos financieros a efectos de negociación. a) Gestión de riesgo del precio de commodities

La Compañía está expuesta a riesgos de precio de commodities a raíz de la flotación de los precios del petróleo crudo y sus derivados. Las actividades de gestión de riesgo de commodities de la Compañia se realizan principalmente por medio de las utilizaciones de los contratos de futuros cotizados en bolsas de valores; y opciones y swaps contratados con sólidas instituciones financieras. La Compañía no usa los contratos de derivados para fines especulativos.

La Compañía no suele usar derivativos para administrar la exposición general al riesgo de precio de las commodities, llevando en consideración que el plan de negocios de la Compañía utiliza previsiones de precios conservadoras juntamente con el hecho de que, en condiciones normales de mercado, las fluctuaciones de precios de las commodities no representan un riesgo significativo para alcanzar los objetivos estratégicos.

La decisión de realizar un hedge estratégico utilizando derivados se revisa periódicamente y se recomienda, o no, al Comité de Gestión de Riesgo. Caso se indique la protección de hedge, en escenarios con probabilidad significativa de eventos adversos, y con la aprobación del Consejo de Administración, las transacciones con derivados se deben realizar con el objetivo de proteger la solvencia, liquidez y realización del plan de inversiones de la Compañía, considerando un análisis integrado de todas las exposiciones al riesgo de la Compañía.

Contratos de derivados pendientes fueron realizados para disminuir las exposiciones a riesgo de precios de transacciones específicas, en las cuales los resultados positivos o negativos de las transacciones con derivados son total o parcialmente compensadas por el resultado opuesto en las posiciones físicas. Las transacciones cubiertas por derivados de commodities son: ciertas cargas comercializadas de operaciones de importación y exportación y transacciones entre diferentes mercados geográficos.

Como resultado del gestión actual de riesgo de precios de la Compañía, los derivados se contratan como operaciones a corto plazo, para mitigar el riesgo de precios de determinadas transacciones previstas. Las operaciones se realizan en la Bolsa de Valores de Nueva York (NYMEX) y en la Bolsa de Valores Intercontinental (ICE), así como en el mercado extra-bursátil internacional.

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19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) a) Gestión de riesgo del precio de commodities (Continuación)

La exposición de la Compañía derivada de estos contratos se limita a la diferencia entre el valor del contrato y el valor de mercado de los volúmenes contratados. Los contratos de futuro de petróleo crudo son marcados a mercado y las ganancias y pérdidas relacionadas se reconocen en las utilidades del período actual, independientemente de cuando ocurra la venta física de crudo.

Los principales parámetros utilizados en la gestión de riesgo para variaciones de precios de petróleo y de derivados de Petrobras son, para las evaluaciones de mediano plazo, el flujo de efectivo en riesgo (“Cash Flow at Risk” - CFAR) y para las evaluaciones de corto plazo, el Valor en Riesgo (“Value at Risk”-VAR) y “Stop Loss”. Se definen limites corporativos para los parámetros VAR y “Stop Loss”.

Los hedges liquidados durante el período de enero a diciembre de 2010 correspondieron aproximadamente al 98% del volumen comercializado de importaciones e exportaciones para y de Brasil más el volumen total de los productos comercializados en el exterior.

Las principales contrapartes de operaciones para instrumentos derivados de petróleo y productos derivados son la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX), Intercontinental Exchange (ICE), BP North America Chicago, Morgan Stanley y Shell (Stasco).

Los contratos de derivados de commodities se reflejan por su valor justo como activos o pasivos en los balances generales consolidados de la Compañía, reconociendo ganancias o pérdidas en utilidades, utilizando remarcación al mercado en el período de cambio.

Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía tenía los siguientes contratos derivados de commodities pendientes, que fueron colocados como:

Contratos de Commodities Vencimiento en 2010

Cantidad nocional en miles de bbl*

Al 31 de diciembre de 2010 Contratos de futuros y a término (8.216)Contratos de opciones (1.679)

* Un valor nocional negativo representa una posición vendida.

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19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) b) Gestión de riesgo de moneda extranjera

El riesgo cambiario es uno de los riesgos financieros a que está expuesta la Compañía, siendo originado de movimientos en los niveles o en la volatilidad de la tasa de cambio. En lo que se refiere a la gestión de estos riesgos, la Compañía busca identificarlos y tratarlos de forma integrada, buscando asegurar la asignación eficiente de los recursos destinados al derivado.

Aprovechando su actuación integrada en el segmento de energia, la empresa busca, en primer lugar, identificar o crear protecciones naturales de “mitigación natural de riesgo”, es decir, beneficiarse de las correlaciones entre sus ingresos y gastos. En el caso específico de la variación cambiaria inherente a los contratos en donde el costo y la remuneración envuelven monedas distintas, esta mitigación natural del riesgo se realiza por medio de la asignación de las inversiones de efectivo entre real, dólar u otra moneda.

La gestión de riesgos se realiza para la exposición neta. Se elaboran análisis periódicos del riesgo cambiario subsidiando las decisiones del Directorio Ejecutivo. La estrategia de gestión de riesgos cambiarios envuelve el uso de instrumentos derivados para minimizar la exposición cambiaria de ciertas obligaciones de la Compañía. Petrobras Distribuidora (subsidiaria totalmente controlada) realizó un contrato extra bursátil, no denominado como hedge, para cobertura de los márgenes comerciales inherentes a las exportaciones (segmento de aviación) para los clientes extranjeros. El objetivo de la operación, contratada concomitantemente con la definición del costo de los productos exportados, es mantener constantes los márgenes comerciales acordados con los clientes extranjeros. La política interna limita el volumen de contratos de derivados al volumen de los productos exportados. El volumen de hedge realizado para las exportaciones realizadas entre enero y diciembre de 2010 representaron el 52,7% del total exportado por Petrobras Distribuidora. Las liquidaciones de las operaciones vencidas entre el 1º de enero y el 31 de diciembre de 2010 generaron un resultado positivo para la Compañía de US$6. El contrato extra-bursátil se refleja a valor justo tanto como activos o pasivos en los balances generales consolidados de la Compañía reconociendo ganancias o pérdidas en las utilidades, utilizando remarcación a mercado en el período de cambio.

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F-97

19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)

b) Gestión de riesgo de moneda extranjera (Continuación)

Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía tenía los siguientes contratos de derivados de moneda extranjera, no designados como hedge cambiario, que fueron realizados de la siguiente forma:

Moneda Extranjera Valor nocionalVencimiento en 2009 US$ milliones

Venta USD / Pago BRL (8)

Hedge de Flujo de Efectivo En septiembre de 2006, la Compañía contrató una operación de hedge denominada cross currency swap para cobertura de los títulos emitidos en yenes de manera en fijar en dólares los costos de la Compañía en esta operación. En el cross currency swap se realiza un cambio de tasas de interés en diferentes monedas. La tasa de cambio del yen para el dólar estadounidense se fija en el comienzo de la transacción y permanece fija durante su existencia. La Compañía no tiene intención de liquidar tales contratos antes del plazo de vencimiento. La Compañía ha decidido denominar su cross currency swap como hedges de flujo de efectivo. Tanto en la creación de un hedge como en bases constantes, se espera que un hedge de flujo de efectivo sea altamente eficiente en conseguir contrarrestar los flujos de efectivo atribuibles al riesgo del hedge durante el plazo del mismo. Los instrumentos derivados denominados como hedges de flujo de efectivo se reflejan tanto en los activos como en los pasivos de los balances generales consolidados de la Compañía. El cambio en el valor justo, hasta el punto en que el hedge sea efectivo, se registra en otras utilidades integrales acumuladas hasta que se realice el flujo de efectivo del ítem protegido por hedge. Se realizan trimestralmente tests de efectividad que permiten medir cómo las alteraciones de valor justo o del flujo de efectivo de los ítems protegidos por hedge son absorbidas por los mecanismos del hedge. El cálculo de efectividad indicó que el cross currency swap es altamente efectivo en compensar a la variación del flujo de efectivo de los títulos emitidos en yenes.

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F-98

19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) b) Gestión de riesgo de moneda extranjera (Continuación)

Hedge de Flujo de Efectivo (Continuación)

Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía tenía los siguientes contratos cross currency swap, que fueron realizados de la siguiente forma:

Cross Currency Swaps Vencimiento en 2016 % Valor nocional (Millones) Fijo para fijo Tasa Promedio de Pago (USD) 5,69 US$298Tasa Promedio de Cobro (JPY) 2,15 JPY$35.000

c) Derivativos incluidos Los derivativos incluidos dentro de otros instrumentos financieros o dentro de otros contratos principales se tratan como derivativos separados cuando tienen un precio basado en una base que no está de forma clara o próxima relacionada al activo vendido o comprado. La evaluación se hace exclusivamente en la creación del contrato. Tales derivativos se separan del contrato que los contiene y se reconocen por el valor justo con cambios en el valor justo reconocido en las ganancias. Venta de etanol Petrobras por medio de su subsidiaria, Petrobras International Finance (PifCo), realizó un contrato de venta de 143.000 de metros cúbicos al año de etanol durante un período de diez años, sujeto a la renegociación de precios y a la rescisión después de los primeros cinco años. La fórmula del precio de venta se basa en las cotizaciones del etanol y de la nafta. La nafta es un componente secundario del costo y del valor justo del activo vendido. El derivativo incluido fue separado del contrato principal y reconocido por su valor justo por medio de las ganancias.

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F-99

19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)

c) Derivativos incluidos (Continuación) Venta de etanol (Continuación) La Compañía determinó el valor justo con base en la diferencia entre los spreads para la nafta y el etanol. Las cotizaciones de mercado utilizadas en la medición se obtuvieron del mercado de futuros de la CBOT (Bolsa de Valores de Chicago). De acuerdo con la ASC 820, el valor justo se clasificó en el nivel 3.

Valor de Referencia (Nocional) en mil m3 Valor Justo VAR Vencimiento

Contrato a Término

Posición comprada 715 US$32 1 2016

d) Gestión de riesgo de las tasas de interés

El riesgo de tasa de interés a que la Compañía está expuesta surge de su deuda de largo plazo y, en menor medida, de corto plazo. La deuda a tasas de cambio fluctuantes de moneda extranjera está sujeta principalmente a fluctuaciones de la tasa LIBOR, y la deuda a tasas fluctuantes denominada en Reales está sujeta principalmente a fluctuaciones de la tasa de interés de largo plazo brasileña (TJLP) divulgada por el Consejo Monetario Nacional en Brasil. La Compañía actualmente no utiliza instrumentos financieros derivados para monitorear su exposición a las fluctuaciones de las tasas de interés.

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19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) e) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados

El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2010.

En millones de dólares Derivados de Activos Derivados de Pasivos Al 31 de diciembre de 2010 2010

Localización en el

Balance General

Valor justo

Localización en el Balance

General Valor justo

Derivados denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con el Tópico de Codificación 815

Contratos de cambio en

moneda extranjera Otros activos

corrientes 115 -

Total

115 - Derivados no denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con el Tópico de Codificación 815

Contratos de cambio en moneda extranjera

Otros activos corrientes 2

Otras cuentas a pagar y provisiones -

Contratos de commodity

Otros activos corrientes

48

Otras cuentas a pagar y provisiones (42)

Total 50 (42)

Total de Derivados

165 (42)

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F-101

19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) e) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados

(Continuación)

El efecto de los instrumentos derivativos sobre el estado de posición financiera para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2009.

En millones de dólares Derivados de Activos Derivados de Pasivos Al 31 de diciembre de 2009 2009

Localización en el

Balance General

Valor Justo

Localización en el Balance

General Valor Justo

Derivados denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con el Tópico de Codificación 815

Contratos de cambio en

moneda extranjera Otros activos

corrientes 65

-

Total

65

- Derivados no denominados como instrumentos de hedge

de acuerdo con el Tópico de Codificación 815

Contratos de cambio en moneda extranjera

Otros activos corrientes 1

Otras cuentas a pagar y provisiones

- Contratos de commodity

Otros activos

corrientes 35

Otras cuentas a pagar y provisiones

(51)

Total 36 (51)

Total de Derivados

101

(51)

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F-102

19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)

e) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados (Continuación)

El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2010.

Derivados en el Tópico de

Codificación 815 - Relación de Hedge de

Flujo de Efectivo

Monto de Ganancia o (Pérdida) Reconocido

en OCI sobre derivados (Parte

Efectiva)

Localización de Ganancia o (Pérdida)

reclasificada de OCI Acumulado para utilidades (Parte Efectiva)

Monto de Ganancia o (Pérdida)

reclasificado de OCI Acumulado para utilidades (Parte Efectiva)

Monto de Ganancia o (Pérdida) Reconocido

en los ingresos de derivados (Parte no

Efectiva y Monto Excluido del test de

Efectividad)

31 de diciembre de

2010 31 de diciembre de

2010 31 de diciembre de

2009

Contratos de cambio de moneda extranjera 42 Gastos Financieros (44) -

42 (44) -

El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2009.

Derivados en el Tópico de Codificación 815 - Relación de Hedge de Flujo de Efectivo

Monto de Ganancia o (Pérdida) Reconocido

en OCI sobre Derivados (Parte

Efectiva)

Localización de Ganancia o (Pérdida)

Reclasificada de OCI Acumulado para Utilidades (Parte Efectiva)

Monto de Ganancia o (Pérdida)

Reclasificado de OCI Acumulado para Utilidades (Parte Efectiva)

Monto de Ganancia o (Pérdida) Reconocido

en los Ingresos de Derivados (Parte no

Efectiva y Monto Excluido del test de

Efectividad)

31 de diciembre de

2009 31 de diciembre de

2009 31 de diciembre de

2008

Contratos de cambio de moneda extranjera 9 Gastos Financieros 18 -

9 18 -

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F-103

19. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación)

e) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados (Continuación)

Derivados No Denominados como Instrumentos de Hedge de acuerdo con el Tópico de Codificación 815

Localización de Ganancia o (Pérdida)

Reconocido en los Ingresos de Derivados

Monto de Ganancia o (Pérdida) Reconocido

en los Ingresos de Derivados

31 de diciembre de

2010 Contratos de Cambio en Moneda Extranjera Ingresos/gastos financieros, netos 8 Contratos de commodity Ingresos/gastos financieros, netos (7)

Total 1

Derivados No Denominados como Instrumentos de Hedge de acuerdo con el Tópico de Codificación 815

Localización de Ganancia o (Pérdida)

Reconocido en los Ingresos de Derivados

Monto de Ganancia o (Pérdida) Reconocido

en los Ingresos de Derivados

31 de diciembre de

2009 Contratos de Cambio en Moneda Extranjera Ingresos/gastos financieros, netos (32) Contratos de commodity Ingresos/gastos financieros, netos (150)

Total (182)

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F-104

20. Instrumentos Financieros En el curso normal de sus actividades de negocio, la Compañía adquiere diversos tipos de instrumentos financieros.

a) Concentraciones de riesgo de crédito

Porciones sustanciales de los activos de la Compañía, incluyendo instrumentos financieros, están ubicadas en Brasil mientras que sustancialmente todos los ingresos de la Compañía y su utilidad neta son generados en ese país. Los instrumentos financieros de la Compañía expuestos a concentraciones de riesgo de crédito consisten principalmente en sus efectivo y equivalentes de efectivo, la cuenta de Petróleo y Alcohol, las cuentas a cobrar y contratos futuros.

La Compañía toma varias medidas para reducir su riesgo de crédito a niveles aceptables. Todos los efectivos y equivalentes de efectivo en Brasil son mantenidos con los grandes bancos. Los depósitos a plazos en dólares estadounidenses se hacen con instituciones financieramente fidedignas en EE.UU. Además, todos los títulos disponibles a la venta y contratos derivados de la Compañía son cotizados en bolsa o mantenidos con instituciones financieras financieramente fidedignas. La Compañía acompaña su riesgo de crédito asociado con las cuentas a cobrar de clientes mediante la evaluación rutinaria de la calificación de crédito de sus clientes. Al 31 de diciembre de 2010 y al 31 de diciembre de 2009, las cuentas a cobrar de clientes eran mantenidas principalmente con grandes distribuidores.

b) Valor justo

Los valores justos surgen de los precios cotizados en el mercado, cuando están disponibles, o, en su defecto, del valor presente del flujo de efectivo esperado. Los valores justos reflejan el efectivo que habría sido tanto recibido o pagado si los instrumentos hubieran sido liquidados al cierre del ejercicio a través de una operación comercial rigorosa entre las partes involucradas. Los valores justos de efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas a cobrar de cliente, la cuenta de Petróleo y Alcohol, deuda a corto plazo y cuentas a pagar a proveedores se aproximan a sus valores contables.

Los valores justos de otras cuentas a cobrar y a pagar de largo plazo no son significativamente distintos de sus valores contables.

La deuda de la Compañía, incluso las obligaciones de financiación de proyectos, surgida de la consolidación del Tópico de Codificación 810 fue de US$60.471 al 31 de diciembre de 2010, y US$49.041 al 31 de diciembre de 2009, y tenía valores justos estimados de US$62.752 y US$48.804, respectivamente.

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20. Instrumentos financieros (Continuación) b) Valor justo (Continuación)

La jerarquía del valor justo para los activos y pasivos financieros de la Compañía registrados a su valor justo en bases recurrentes al 31 de diciembre de 2010 era de:

Al 31 de diciembre de 2010

Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Total

Activos Títulos disponibles para comercialización 18.557 - - 18.557Derivados de cambio de moneda extranjera(Nota19) - 117 - 117Derivados de commodities (Nota 19) 15 1 32 48

Total de activos 18.572 118 32 18.722

Pasivos

Derivados de commodities (Nota 19) (40) (2) - (42)

Total de pasivos (40) (2) - (42)

La jerarquía del valor justo para los activos y pasivos no financieros de la compañía contabilizados por el valor justo en bases no recurrentes, al 31 de diciembre de 2010 era:

Al 31 de diciembre de 2010

Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Total

Activos Activos de larga vida útil mantenidos y utilizados - - 122 122Activos de larga vida útil mantenidos para venta - 32 - 32

De acuerdo con las disposiciones del Tópico ASC 360, activos de larga vida útil mantenidos y utilizados con un valor contable de US$465 fueron reducidos en los libros a su valor justo de US$122, resultando en una carga de impairment de US$352, antes de impuestos, que se incluyó en las utilidades del período. Activos de larga vida útil mantenidos y utilizados con un valor contable de US$82 fueron reducidos en los libros a su valor justo de US$32, resultando en una carga de impairment de US$50, antes de impuestos, que se incluyó en las utilidades del período.

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F-106

20. Instrumentos Financieros (Continuación)

b) Valor justo (Continuación)

El valor justo de los activos de larga vida útil se estima con base en el valor presente de los flujos de efectivo futuros, resultantes de las mejores estimativas de la Compañía. Los datos utilizados para estimar los valores justos fueron: precios basados en el último plan estratégico publicado, curvas de producción asociadas con productos existentes en la cartera de la Compañía, costos operativos de mercado e inversiones necesarias para llevar a cabo los proyectos.

21. Informaciones por Segmento

La información sobre los segmentos a continuación se ha preparado de acuerdo con el Tópico de Codificación 280 - Disclosure about Segments of an Enterprise and Related Information (“ASC 280”) (Informaciones sobre Segmento de una Empresa e Informaciones Relacionadas). La Compañía lleva a cabo operaciones en los siguientes segmentos:

a) Exploración y Producción: Este segmento incluye las actividades de exploración, desarrollo de producción y producción de petróleo, LGN y gas natural en Brasil con el objetivo de abastecer, como prioridad, las refinerías en Brasil y, también, vender en los mercados interno y externo los excedentes de petróleo y productos derivados producidos en sus plantas procesadoras de gas natural.

b) Abastecimiento: Este segmento incluye las actividades de refinación, logística, transporte y comercialización de petróleo y productos derivados de petróleo, exportación de etanol, extracción y procesamiento de esquisto, así como participación en compañías del sector petroquímico en Brasil.

c) Gas y Energía: Este segmento incluye las actividades de transporte y comercialización del gas natural producido en Brasil o importado, el transporte y la comercialización de GNL, la generación y comercialización de energía eléctrica, así como las participaciones en empresas trasportadoras y distribuidoras de gas natural y en las plantas termoeléctricas de generación de energía en Brasil, además de ser responsable por el negocio de fertilizantes (migración del negocio de fertilizantes del departamento de Abastecimiento para Gas y Energía, de acuerdo con la decisión del Consejo de Administración del 21 de septiembre de 2009). d) Distribución: Este segmento es responsable por la distribución de productos derivados de petróleo, etanol y gas natural comprimido en Brasil, representado por las actividades de Petrobras Distribuidora. e) Internacional: Este segmento incluye las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, abastecimiento, gas y energía y distribución, realizadas en el exterior en diversos países en las Américas, África, Europa y Asia.

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F-107

21. Informaciones por Segmento (Continuación) Los ítems que no pueden atribuirse a otras áreas, especialmente los relacionados a la gestión financiera corporativa, los gastos generales relacionados a la administración central y otros gastos, incluso los actuariales referentes a los planes de pensión y de salud destinados a los jubilados y beneficiarios se asignan en el grupo de agencias corporativas. También se incluyen en ese grupo los negocios con biocombustibles, representados principalmente por las operaciones de Petrobras Biocombustível.

La información contable por área de negocios se preparó con base en la premisa de capacidad de control, con el objetivo de atribuir a tales áreas de negocios solamente los ítems sobre los cuales tales áreas tienen un control efectivo.

En la verificación de los resultados segmentados se consideran las transacciones realizadas con terceros y las transferencias entre las áreas de negocio, siendo ellas valorizadas por precios internos de transferencia definidos entre las áreas y con metodologías de verificación basadas en parámetros de mercado.

Los principales criterios adoptados a efectos de contabilización de los resultados y activos por segmento de negocio son los señalados a continuación:

Ingresos operativos netos: considerados ingresos por ventas a terceros, más los ingresos

entre los segmentos de negocio con base en los precios de transferencia interna establecidos por las áreas;

Costos y gastos incluyen los costos de los productos y servicios vendidos, calculados por

segmento de negocio, basado en el precio de transferencia interna y los otros costos operativos de cada segmento, así como los gastos operativos, basados en los gastos efectivamente realizados por cada segmento;

Los resultados financieros se asignan al grupo corporativo; Activos: incluyen los activos referentes a cada segmento.

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21. Información por Segmento (Continuación) A continuación se presentan los activos de la Compañía por segmento:

Al 31 de diciembre de 2010

Exploracióny

Producción Abastecimiento (1)Gas y

Energía (1)

Internacional (ver información

separadamente) Distribución Corporativo (2) Eliminaciones Total Activo corriente 3.473 16.305 2.904 3.279 4.196 39.016 (5.310) 63.863

Efectivo y equivalentes de efectivo - - - - - 17.633 - 17.633Otros activos corrientes 3.473 16.305 2.904 3.279 4.196 21.383 (5.310) 46.230

Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones

296 3.056 813 1.078 257 812 - 6.312

Bienes de uso netos 129.913 46.844 24.725 9.519 2.730 4.836 - 218.567 Activo no corriente 3.511 3.282 1.465 2.294 346 9.043 - 19.941 Total del activo 137.193 69.487 29.907 16.170 7.529 53.707 (5.310) 308.683

(1) Las informaciones de segmentos para 2009 y 2010 se prepararon considerando los cambios en las áreas de negocios, debido a la transferencia de la gestión de los negocios de fertilizantes de los segmentos de “Abastecimiento” para “Gas y Energía”.

(2) Los activos relacionados a los biocombustibles se incluyen en el segmento Corporativo.

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F-109

21. Información por Segmento (Continuación)

Al 31 de diciembre de 2010 Internacional Exploración

y Producción Abastecimiento

Gas y

Energía Distribución Corporativo Eliminaciones Total Activo corriente 1.132 1.778 250 443 68 (392) 3.279 Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones 713 31 152 41 141 - 1.078 Bienes de uso, netos 8.067 1.036 256 425 136 (401) 9.519 Activos no corrientes 2.336 292 105 65 1.309 (1.813) 2.294 Total del activo 12.248 3.137 763 974 1.654 (2.606) 16.170

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F-110

21. Información por Segmento (Continuación)

Al 31 de diciembre de 2009

Exploracióny

Producción Abastecimiento (1)Gas y

Energía (1)

Internacional (ver informaciónseparadamente) Distribución Corporativo (2) Eliminaciones Total

Activo corriente 3.636 14.810 2.971 2.737 3.270 19.948 (4.728) 42.644

Efectivo y equivalentes de efectivo - - - - - 16.169 - 16.169Otros activos corrientes 3.636 14.810 2.971 2.737 3.270 3.779 (4.728) 26.475

Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones

285 1.635 761 1.318 221 130 - 4.350

Bienes de uso, netos 70.098 31.508 20.196 9.375 2.342 2.653 (5) 136.167 Activo no corriente 3.577 2.016 1.433 1.484 294 8.467 (162) 17.109

Total del activo 77.596 49.969 25.361 14.914 6.127 31.198 (4.895) 200.270

(1) Las informaciones de segmentos para 2009 y 2010 se prepararon considerando los cambios en las áreas de negocios, debido a la transferencia de la gestión de los negocios de fertilizantes de los segmentos de “Abastecimiento” para “Gas y Energía”.

(2) Los activos relacionados a los biocombustibles se incluyen en el segmento Corporativo.

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F-111

21. Información por Segmento (Continuación) Al 31 de diciembre de 2009 Internacional

Exploración

y Producción Abastecimiento

Gas y Energía Distribución Corporativo Eliminaciones Total

Activo corriente 1.004 1.400 231 292 198 (388) 2.737 Inversiones en sociedades no consolidadas y

demás inversiones 833 37 160 38 250 - 1.318 Bienes de uso, netos 7.961 1.105 271 249 132 (343) 9.375 Activo no corriente 1.581 271 107 71 1.278 (1.824) 1.484 Total del activo 11.379 2.813 769 650 1.858 (2.555) 14.914

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F-112

21. Información por Segmento (Continuación) Ingresos y utilidad neta por segmento se registran como a continuación: Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2010

Exploración y Gas y Internacional

(ver información Producción Abastecimiento (1) Energia (1) separadamente) Distribución Corporativo (2) Eliminaciones Total Ingresos operativos de terceros netos 242 64.991 7.482 10.724 36.613 - - 120.052 Ingresos operativos inter-segmentos netos 54.042 32.549 1.025 2.739 695 - (91.050) - Ingresos operativos netos 54.284 97.540 8.507 13.463 37.308 - (91.050) 120.052 Costo de ventas (20.525) (90.380) (5.964) (9.759) (34.091) - 90.025 (70.694) Depreciación, agotamiento y amortización (5.757) (946) (477) (861) (203) (241) (22) (8.507)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (1.277) - - (704) - - - (1.981)Pérdida de valor de los activos (Impairment) (346) - - (56) - - - (402)Gastos de ventas, generales y administrativos (436) (2.981) (854) (807) (1.861) (2.235) 197 (8.977)Gastos por investigación y desarrollo (437) (212) (73) (1) (5) (265) - (993)Gastos con beneficios a empleados inactivos - - - - - (752) - (752)Otros gastos operativos (863) (842) (257) (185) (50) (1.464) 73 (3.588) Costos y gastos (29.641) (95.361) (7.625) (12.373) (36.210) (4.957) 90.273 (95.894) Utilidad (pérdida) operativa 24.643 2.179 882 1.090 1.098 (4.957) (777) 24.158 Participación en los resultados de sociedades no consolidadas 106 155 159 (1) - (6) - 413 Ingresos (gastos) financieros, netos - - - - - 1.701 - 1.701 Otros impuestos (134) (70) (31) (119) (17) (151) (1) (523)Otros gastos, netos (59) 14 4 106 20 (3) - 82 Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta 24.556 2.278 1.014 1.076 1.101 (3.416) (778) 25.831 Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta (8.313) (722) (291) (238) (374) 3.317 265 (6.356) Utilidad (pérdida) neta del ejercicio 16.243 1.556 723 838 727 (99) (513) 19.475 Menos: Utilidad (pérdida) neta atribuible a la participación no controlante 108 (17) 11 (39) - (354) - (291) Utilidad (pérdida) neta atribuible a Petrobras 16.351 1.539 734 799 727 (453) (513) 19.184

(1) Las informaciones de segmentos para 2008, 2009 y 2010 se prepararon considerando los cambios en las áreas de negocios, debido a la transferencia de la gestión de los negocios de fertilizantes de los segmentos de “Abastecimiento” para “Gas y Energía”. (2) Los resultados relacionados a los biocombustibles se incluyen en el segmento Corporativo.

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

F-113

21. Información por Segmento (Continuación)

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2010 Internacional Exploración y

Producción

Abastecimiento Gas y Energía Distribución Corporativo Eliminaciones Total Ingresos operativos de terceros netos 720 5.401 484 4.095 - 24 10.724Ingresos operativos inter-segmentos netos 2.993 2.087 39 33 - (2.413) 2.739 Ingresos operativos netos 3.713 7.488 523 4.128 - (2.389) 13.463 Costo de ventas (928) (6.961) (417) (3.834) - 2.381 (9.759) Depreciación, agotamiento y amortización (718) (70) (19) (27) (27) - (861)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (704) - - - - - (704)Impairment (6) (50) - - - - (56)Gastos de ventas, generales y administrativos (155) (140) (9) (263) (243) 3 (807)Gastos por investigación y desarrollo - - - - (1) - (1)Gastos por beneficios a empleados - - - - - - -Otros gastos operativos (7) (252) 7 10 60 (3) (185) Costos y gastos (2.518) (7.473) (438) (4.114) (211) 2.381 (12.373) Utilidad (pérdida) operativa 1.195 15 85 14 (211) (8) 1.090 Participación en los resultados de sociedades no consolidadas (4) 3 (2) 9 (7) - (1)Otros impuestos (76) (3) (1) (3) (36) - (119)Otros gastos, netos 53 34 - (5) 19 5 106 Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta 1.168 49 82 15 (235) (3) 1.076 Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta (306) (6) 2 (8) 80 - (238) Utilidad (pérdida) neta del ejercício 862 43 84 7 (155) (3) 838 Menos: Utilidad (pérdida) neta atribuible a la participación nocontrolante - - (1) -

(38) - (39)

Utilidad (pérdida) neta atribuible a Petrobras 862 43 83 7 (193) (3) 799

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

F-114

21. Información por Segmento (Continuación)

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2009

Exploración

y Gas y Internacional

(ver información Producción Abastecimiento (1) Energía (1) separadamente) Distribución Corporativo (2) Eliminaciones Total

Ingresos operativos de terceiros netos 476 48.768 5.085 8.469 29.071 - - 91.869Ingresos operativos inter-segmentos netos 38.301 25.539 881 1.728 601 - (67.050) - Ingresos operativos netos 38.777 74.307 5.966 10.197 29.672 - (67.050) 91.869 Costo de ventas (16.329) (60.374) (4.238) (7.437) (27.030) - 66.157 (49.251) Depreciación, agotamiento y amortización (4.344) (1.213) (398) (870) (176) (187) - (7.188)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (1.199) - - (503) - - - (1.702)Pérdida de valor de los activos (Impairment) (319) - - - - - - (319)Gastos de ventas, generales y administrativos (322) (2.364) (421) (731) (1.490) (1.894) 202 (7.020)Gastos por investigación y desarrollo (254) (164) (31) (2) (5) (225) - (681)

Gastos por beneficios a empleados inactivos - - - - - (719) - (719)Otros gastos operativos (1.293) (424) (482) (146) - (792) 17 (3.120) Costos y gastos (24.060) (64.539) (5.570) (9.689) (28.701) (3.817) 66.376 (70.000) Utilidad (pérdida) operativa 14.717 9.768 396 508 971 (3.817) (674) 21.869 Participación en los resultados de sociedades no consolidadas (4) 53 122 (16) - 2 - 157Ingresos (gastos) financieros, netos - - - - - 429 - 429Otros impuestos (57) (46) (13) (77) (13) (126) (1) (333)Otros gastos, netos (68) 205 (9) (183) 2 (8) - (61) Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta 14.588 9.980 496 232 960 (3.520) (675) 22.061 Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta (4.961) (3.375) (128) (319) (326) 3.642 229 (5.238) Utilidad (pérdida) neta del ejercicio 9.627 6.605 368 (87) 634 122 (446) 16.823

Menos: Utilidad (pérdida) neta atribuible a la participación no controlante 56 (42) (28) (67)

- (1.238) - (1.319) Utilidad (pérdida) neta atribuible a Petrobras 9.683 6.563 340 (154) 634 (1.116) (446) 15.504

(1) Las informaciones de segmentos para 2008, 2009 y 2010 se prepararon considerando los cambios en las áreas de negocios, debido a la transferencia de la gestión de los negocios de fertilizantes de los segmentos de “Abastecimiento” para “Gas y Energía”. (2) Los resultados relacionados a los biocombustibles se incluyen en el segmento Corporativo.

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

F-115

21. Información por Segmento (Continuación) Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2009 Internacional Exploración Gas y y Producción Abastecimiento Energia Distribución Corporativo Eliminaciones Total

Ingresos operativos de terceros netos 824 4.484 390 2.740 11 20 8.469 Ingresos operativos inter-segmentos netos 2.119 1.454 51 44 5 (1.945) 1.728

Ingresos operativos netos 2.943 5.938 441 2.784 16 (1.925) 10.197

Costo de ventas (899) (5.588) (334) (2.546) (3) 1.933 (7.437)Depreciación, agotamiento y amortización (721) (86) (15) (26) (22) - (870)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (508) - - - - 5 (503)Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos (143) (151) (14) (195) (228) - (731)Gastos por investigación y desarrollo - - - (2) - (2)Otros gastos operativos (7) (177) 6 14 10 8 (146)

Costos y gastos (2.278) (6.002) (357) (2.753) (245) 1.946 (9.689)

Utilidad (pérdida) operativa 665 (64) 84 31 (229) 21 508

Participación en los resultados de sociedades no consolidadas (24) 11 3 9 (15) - (16)Otros impuestos (17) (3) (1) (1) (55) - (77)Otros gastos, netos (30) (157) - 2 2 - (183) Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta 594 (213) 86 41 (297) 21 232 Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta (190) 80 (1) (9) (199) - (319) Utilidad (pérdida) neta del ejercicio 404 (133) 85 32 (496) 21 (87)

Menos: Utilidad (pérdida) neta atribuible a la participación no controlante (7) 9 (1) - (68) - (67) Utilidad (pérdida) neta atribuible a Petrobras 397 (124) 84 32 (564) 21 (154)

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

F-116

21. Información por Segmento (Continuación)

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2008 Gas Internacional Exploración y y (ver información Producción Abastecimiento (1) Energia (1) separadamente) Distribución Corporativo (2) Eliminaciones Total

Ingresos operativos de terceros netos 973 68.787 8.158 10.024 30.315 - - 118.257Ingresos operativos inter-segmentos netos 58.051 26.872 1.187 916 577 - (87.603) -

Ingresos operativos netos 59.024 95.659 9.345 10.940 30.892 - (87.603) 118.257

Costo de ventas (21.130) (94.222) (8.061) (8.735) (28.317) - 87.600 (72.865)Depreciación, agotamiento y amortización (3.544) (1.109) (367) (564) (165) (179) - (5.928)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (1.303) - - (472) - - - (1.775)Pérdida de valor de los activos (Impairment) (171) - - (348) - - - (519)Gastos de ventas, generales y administrativos (419) (2.462) (507) (788) (1.425) (1.972) 144 (7.429)Gastos por investigación y desarrollo (494) (151) (40) (3) (8) (245) - (941)Gasto por beneficios a empleados inactivos - - - - - (841) - (841)Otros gastos operativos (117) (268) (663) (473) (90) (1.054) - (2.665)

Costos y gastos (27.178) (98.212) (9.638) (11.383) (30.005) (4.291) 87.744 (92.963) Utilidad (pérdida) operativa 31.846 (2.553) (293) (443) 887 (4.291) 141 25.294 Participación en los resultados de sociedades no consolidadas - (245) 103 71 49 1 - (21)Ingresos (gastos) financieros, netos - - - - - 2.377 - 2.377Otros impuestos (37) (64) (53) (126) (11) (142) - (433)Otros gastos, netos (152) (155) (200) (107) 320 69 - (225) Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta 31.657 (3.017) (443) (605) 1.245 (1.986) 141 26.992 Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta (10.764) 943 184 (213) (406) 1.045 (48) (9.259) Utilidad (pérdida) neta del ejercicio 20.893 (2.074) (259) (818) 839 (941) 93 17.733 Menos: Utilidad (pérdida) neta atribuible a la participación no controlante 138 38 76 10 - 884 - 1.146 Utilidad (pérdida) neta atribuible a Petrobras 21.031 (2.036) (183) (808) 839 (57) 93 18.879

(1) Las informaciones de segmentos para 2008, 2009 y 2010 se prepararon considerando los cambios en las áreas de negocios, debido a la transferencia de la gestión de los negocios de fertilizantes de los segmentos de “Abastecimiento” para “Gas y Energía”. (2) Los resultados relacionados a los biocombustibles se incluyen en el segmento Corporativo.

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

F-117

21. Información por Segmento (Continuación) Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2008 Internacional Exploración Gas y y Producción Abastecimiento Energia Distribución Corporativo Eliminaciones Total

Ingresos operativos de terceros netos 1.383 5.611 424 2.604 2 - 10.024Ingresos operativos inter-segmentos netos 1.458 1.702 49 72 - (2.365) 916

Ingresos operativos netos 2.841 7.313 473 2.676 2 (2.365) 10.940

Costo de ventas (901) (7.341) (350) (2.512) (4) 2.373 (8.735)Depreciación, agotamiento y amortización (419) (83) (15) (22) (25) - (564)Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos (472) - - - - - (472)Pérdida de valor de los activos (Impairment) (123) (223) - (2) - - (348)Gastos de ventas, generales y administrativos (197) (162) (25) (132) (272) - (788)Gastos por investigación y desarrollo - - - - (3) - (3)Otros gastos operativos (170) (280) 24 5 (52) - (473) Costos y gastos (2.282) (8.089) (366) (2.663) (356) 2.373 (11.383) Utilidad (pérdida) operativa 559 (776) 107 13 (354) 8 (443) Participación en los resultados de sociedades no consolidadas 41 (1) 9 - 22 - 71Otros impuestos (18) (1) (1) (2) (104) - (126)Otros gastos, netos (87) (2) 1 - (19) - (107)

Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta 495 (780) 116 11 (455) 8 (605) Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta (267) (30) (2) (1) 87 - (213)

Utilidad (pérdida) neta del ejercicio 228 (810) 114 10 (368) 8 (818) Menos: Utilidad (pérdida) neta atribuible a la participación no controlante (132) 161 (32) 2 11 - 10 Utilidad (pérdida) neta atribuible a Petrobras 96 (649) 82 12 (357) 8 (808)

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21. Informaciones por Segmento (Continuación)

Los gastos en inversión de capital incurridos por segmento por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 se presentan a continuación:

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2010 2009 2008 Exploración y Producción 22.222 16.488 14.293Abastecimiento 15.356 10.466 7.234Gas y Energía 4.099 5.116 4.256Internacional Exploración y Producción 2.012 1.912 2.734 Abastecimiento 90 110 102 Distribución 52 31 20 Gas y Energía 13 58 52Distribución 482 369 309Corporativo 752 584 874 45.078 35.134 29.874

Las ventas brutas de la Compañía, clasificadas por destino geográfico, se exponen a continuación:

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2010 2009 2008 Brasil 111.192 87.183 106.350Internacional 39.660 28.709 40.179 150.852 115.892 146.529 Las cantidades totales vendidas de productos y servicios a los dos principales clientes en 2010 fueron US$8.867 and US$4.018 (US$6.801 y US$2.815 en 2009; y US$8.176 y US$5.260 en 2008).

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22. Transacciones con partes relacionadas La Compañía es controlada por el Gobierno Federal y lleva a cabo varias transacciones con otras sociedades estatales en el curso normal de sus negocios. Las transacciones con las principales partes relacionadas generaron los siguientes saldos: Al 31 de diciembre de 2010 2009 Activos Pasivos Activos Pasivos Petros (fondo de pensión) - 180 - 428 Banco do Brasil S.A. 3.037 5.650 847 4.167 BNDES 2 21.570 1 20.016 Caixa Econômica Federal S.A. 1 3.398 - 2.270 Gobierno Federal - 671 - 323 ANP - 1.541 - 759 Depósitos restringidos por procesos legales 1.480 - 983 36 Títulos negociables 18.665 - 6.529 - Cuenta Petróleo y Alcohol - a cobrar del

Gobierno Federal (Nota 11) 493 - 469 - Sector Eléctrico 1.887 - 1.153 - Empresas coligadas 183 87 546 95 Otros 120 239 (538) 223 25.868 33.336 9.990 28.317 Corriente 20.678 5.004 5.964 2.897 No Corriente 5.190 28.332 4.026 25.420

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22. Transacciones con Partes Relacionadas

Deuda del sector eléctrico La Compañía tiene valores a cobrar del sector eléctrico relacionados al suministro de combustibles a usinas de generación termoeléctrica localizadas en la región norte del país. Parte de los costos del suministro de combustible para esas térmicas tiene como base los recursos de la Cuenta de Consumo de Combustible (CCC) - Sistemas Aislados, cuya gestión está legalmente bajo jurisdicción de Eletrobras. La Compañía también suministra combustible para los Productores Independientes de Energía (PIE), empresas creadas con la finalidad de producir energía exclusivamente para Amazônia Distribuidora S. A. – (ADESA), controlada directa de Eletrobrás, cuyos pagos de suministro de combustible dependen directamente del traspaso de fondos de ADESA a esos Productores Independientes de Energía Eléctrica. El saldo de esos valores a cobrar al 31 de diciembre de 2010 era de US$1.887 (US$1.153 al 31 de diciembre de 2009), presentado en el activo no corriente y clasificado como valores a cobrar de partes relacionadas, de los cuales un monto de US$1.424 estaba vencido. La Compañía ha realizado cobranzas sistemáticas de los deudores y de la propia Eletrobras y se han realizado pagos parciales.

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22. Transacciones con Partes Relacionadas (Continuación) Estos saldos se incluyen en las siguientes clasificaciones del balance general: Al 31 de diciembre de 2010 2009 Activos Pasivos Activos Pasivos Activos Corrientes Efectivo y equivalentes de efectivo 3.246 - 4.800 - Cuentas a cobrar 2.028 - 863 - Títulos negociables 15.320 - - - Otros activos corrientes 84 - 301 - No corrientes

Títulos negociables 3.107 - 2.508 -Cuenta Petróleo y Alcohol -a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) 493 - 469 -

Depósitos restringidos por procesos legales 1.481 - 983 - Otros activos 109 - 66 - Pasivos Corrientes Deudas corrientes - 2.167 - 1.093

Pasivos corrientes - 1.879 - 1.075 Dividendos e interés sobre capital propio a pagar al Gobierno Federal - 958 - 729 No corrientes Deudas no corrientes - 28.258 - 24.762 Otros pasivos - 74 - 658 25.868 33.336 9.990 28.317

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22. Transacciones con Partes Relacionadas (Continuación)

Los principales montos de negocios y operaciones financieras realizados con partes relacionadas son los siguientes: Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2010 2009 2008 Utilidad Gasto Utilidad Gasto Utilidad Gasto Ventas de productos y servicios Braskem S.A. 2.848 - 515 - 130 - Quattor Química 1.477 - 264 - - - Copesul S.A. - - - - 1.218 - Petroquímica União S.A. - - 633 - 729 - Otros 856 - 1.507 - 378 - Ingresos financieros Cuenta Petróleo y Alcohol - a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) 4 - 4 -

8 -

Títulos y Valores Mobiliarios (204) - (184) - 3 - Otros 280 9 111 49 (20) - Gastos financieros - 382 - (2) - -Otros gastos, netos 1 - - - - 4 5.262 391 2.850 47 2.446 4

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23. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratórios Los registros contables de la Compañía para los costos de perforación exploratorios están regidos por el Tópico de Codificación 932 - Actividades Extractivas - Petróleo y Gas. Los costos en que ha incurrido la Compañía para perforar pozos exploratorios que encuentran cantidades comerciales de petróleo y gas se contabilizan como activos en el balance general con la clasificación “Bienes de uso” como propiedades no comprobadas de petróleo y gas. Cada año, la Compañía efectúa la baja de costos de estos pozos que no han encontrado suficientes reservas comprobadas que justifiquen que se consideren como pozos de producción, a menos que: (1) el pozo esté en un área que requiera una inversión de capital significativa antes de que pueda comenzar la producción; y (2) las perforaciones exploratorias adicionales estén realizándose o siendo firmemente planificadas para determinar si el gasto de capital se justifica. Al 31 de diciembre de 2010, el monto total de propiedades no probadas de petróleo y gas era de US$7.846, y de ese monto US$4.838 (de los cuales US$2.911 eran relativos a proyectos en Brasil) representaban los costos que habían sido capitalizados por más de un año, que generalmente son resultado de: (1) actividades exploratorias ampliadas asociadas a producción marítima; y (2) los efectos transitorios de la falta de reglamentación en la industria brasileña de petróleo y gas, como se describe a continuación. En 1998, terminó el monopolio concedido por el gobierno a la Compañía y esta firmó contratos de concesión con la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) referente a todas las áreas que la Compañía había estado explorando y desarrollando con anterioridad a 1998, que consistían en 397 bloques de concesión. Desde 1998, la ANP ha conducido rondas de licitación competitiva para los derechos de exploración, lo cual le ha permitido a la Compañía adquirir bloques de concesión adicionales. Una vez descubierto que un bloque de concesión contiene un pozo exploratorio exitoso, la Compañía debe presentar un “Plan de Evaluación” a la ANP para su aprobación. Este Plan de Evaluación detalla los planes de perforación para pozos exploratorios adicionales. Un Plan de Evaluación sólo se somete a consideración para aquellas áreas de concesión en que los análisis de viabilidad técnica y económica de los pozos de exploración existentes prueban que se justifica la conclusión de dichos pozos. Hasta que la ANP apruebe el Plan de Evaluación, la perforación de los pozos exploratorios adicionales no puede comenzar. Si las compañías no encuentran cantidades comerciales de petróleo y gas dentro de un período de tiempo específico, generalmente 4-6 años dependiendo de las características del área de exploración, entonces el bloque de concesión debe ser abandonado y devuelto a la ANP. Debido a que la Compañía estaba obligada a evaluar un gran volumen de bloques de concesión en un tiempo limitado, incluso cuando un pozo exploratorio ha encontrado suficientes reservas para justificar la realización completa y se han planificado pozos adicionales de manera firme, los recursos limitados y los plazos agotados en otros bloques de concesión han dictado el ritmo de la perforación adicional planificada.

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23. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios (Continuación)

La siguiente tabla muestra las variaciones netas de los costos de perforación de exploración capitalizados durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2010 y 2009:

Propiedades no comprobadas de petróleo y gas (*)

Ejercicio finalizado al

31 de diciembre de 2010 2009

Saldo inicial al 1º de enero 5.902 3.558Aumentos en los costos capitalizados pendientes de la determinación de reservas comprobadas 4.560

3.383

Costos exploratorios capitalizados cargados contra gastos (1.201) (1.251)Transferencias a bienes de uso con base en la determinación de las reservas probadas (1.659)

(613)

Ajustes acumulados de conversión 244 825 Saldo final al 31 de diciembre 7.846 5.902

(*) Los montos capitalizados y posteriormente gastados en el mismo período se han excluido de la tabla anterior.

El siguiente cuadro presenta los costos de exploración de pozos capitalizados por edad, considerando la fecha de conclusión de las actividades de perforación y la cantidad de proyectos cuyos costos de exploración de pozos fueron capitalizados por plazo superior a un año desde la finalización de las actividades de perforación:

Costos de exploración de pozos capitalizados por edad

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de

2010 2009 Costos de exploración de pozos capitalizados hasta un año 3.008 2.092Costos de exploración de pozos capitalizados por encima de un año 4.838 3.810Saldo final 7. 846 5.902Cantidad de proyectos cuyos costos de exploración de pozos fueron capitalizados por plazo superior a un año 84 95

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23. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios (Continuación) Del monto de US$4.838 para los 84 proyectos que incluyen pozos suspendidos por más de un año desde la conclusión de las perforaciones, aproximadamente US$1.243 se refieren a pozos en áreas para las cuales la perforación se encontraba en curso o firmemente planificada para el futuro próximo y para los cuales la Compañía entregó un “Plan de Evaluación” a ser aprobado por ANP, y aproximadamente US$2.416 han incurrido en costos para actividades necesarias para evaluar las reservas y su potencial desarrollo. Los US$4.838 relativos al costo de pozos suspendidos capitalizado por un período superior a un año, al 31 de diciembre de 2010, representan 150 pozos exploratorios y la siguiente tabla contiene el vencimiento de estos costos basado en bases de pozos: Vencimiento basado en la fecha de conclusión de la perforación de los pozos individuales:

Millones

de dólares

Número de pozos

2009 2.005 802008 1.428 382007 372 112006 840 62005 y adelante 193 15 4.838 150

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24. Eventos Siguientes Captaciones de PifCo El 27 de enero de 2011, Petrobras International Finance Company - PifCo concluyó la emisión de US$6 mil millones en títulos del tipo Global Notes en el mercado internacional de capitales, con vencimientos el 27 de enero de 2016, 2021 y 2041, tasas de interés del 3,875%, 5,375% y del 6,750% a.a., respectivamente, y pago semestral de intereses a partir del 27 de julio de 2011. Los recursos captados se utilizarán para fines corporativos y para la financiación de las inversiones previstas en el Plan de Negocios 2010-2014, manteniéndose una estructura adecuada de capital y el grado de apalancamiento financiero en línea con las metas de la Compañía. Esa financiación tuvo costos de emisión estimados de aproximadamente US$18, reputación mercantil negativa de US$21 y tasas de intereses efectivas del 4,01%, 5,44% y el 6,84% a.a., respectivamente. Los Global Notes constituyen obligaciones no garantizadas y no subordinadas de PifCo y cuentan con la garantía completa e incondicional de Petrobras. Opción de compra de la Companhia Mexilhão do Brasil - Proyecto Mexilhão El 12 de enero de 2011, Petrobras ejerció la opción de compra de las acciones de la SPE Compañía Mexilhão do Brasil y pasó a garantizar la financiación contratada por la SPE con el BNDES (Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social). Incorporación de Comperj Petroquímicos Básicos S.A. y de Comperj PET S.A. en Petrobras El 31 de enero de 2011, la Asamblea General Extraordinaria de Petrobras aprobó la incorporación de Comperj Petroquímicos Básicos S.A y de Comperj PET S.A. a su patrimonio, sin aumento del capital social. Con la incorporación de esas empresas, la estructura societaria del Comperj se simplificará, minimizando costos y favoreciendo la reasignación de inversiones. Participación especial de los campos de Albacora, Carapeba, Cherne, Espadarte, Marimbá, Marlim, Marlim Sul, Namorado, Pampo y Roncador - Cuenca de Campos La Participación Especial fue establecida por la Ley del Petróleo 9.478/97, y se paga como forma de compensación por las actividades de producción de petróleo, incidiendo sobre los campos productores de grandes volúmenes. La metodología del cálculo usada por Petrobras en el cálculo de la Participación Especial que se debe para los campos citados se basa en interpretación jurídicamente legítima del Decreto Administrativo 10 del 14 de enero de 1999, de la Agencia Nacional de Petróleo - ANP.

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24. Eventos Siguientes (Continuación)

Participación especial de los campos de Albacora, Carapeba, Cherne, Espadarte, Marimbá, Marlim, Marlim Sul, Namorado, Pampo y Roncador - Cuenca de Campos (Continuación) Petrobras fue notificada por la ANP, que entabló proceso administrativo y estableció el pago de nuevos fondos considerados debidos para el período entre el primer trimestre de 2005 y el primer trimestre de 2010, referentes a valores que se habrían pagado a menor por parte de la concesionaria, totalizando R$365 (valor del principal, sin multa e intereses). Petrobras, el 22 de febrero de 2011, presentó defensa al proceso administrativo requiriendo que se juzgue improcedente la actuación. Caso se mantenga la decisión administrativa de la ANP, Petrobras evaluará la posibilidad de una acción judicial para suspender y anular el cobro de las diferencias de la Participación Especial. Caso se mantenga la decisión administrativa de la ANP, Petrobras considerará la posibilidad de un proceso legal para suspender y cancelar la carga de las diferencias de la participación especial.

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Esta sección presenta informaciones suplementarias sobre las actividades de exploración y producción de petróleo y gas de la Compañía de acuerdo con el Tópico de Codificación 932 - Actividades de Extracción de Petróleo y Gas. La información que se incluye en los ítems (i) al (iii) proporciona informaciones de costo histórico en relación a los costos habidos en exploración, adquisiciones de propiedades y desarrollo, costos capitalizados y resultados operativos. Las informaciones contenidas en los ítems (iv) y (v) presentan datos sobre las cantidades de reservas probadas estimadas netas de Petrobras, medidas estandarizadas de flujos de efectivo netos futuros descontados estimados respecto a reservas comprobadas y variaciones en los flujos de efectivo netos futuros descontados estimados.

A partir de 1995 el Gobierno Federal de Brasil llevó a cabo una reforma general del sistema regulatorio de petróleo y gas en el país. El 9 de noviembre de 1995, la Constitución Brasileña fue modificada para autorizar que el Gobierno Federal contratara con cualquier estado o compañía privada actividades relacionadas con los segmentos “upstream” y “downstream” del sector de petróleo y gas de Brasil. Esta modificación eliminó el monopolio efectivo de Petrobras. La modificación fue implementada a través de la Ley del Petróleo, que abrió el mercado de combustible en Brasil a partir del 1º de enero de 2002.

La Ley del Petróleo estableció un nuevo marco regulatorio que puso fin al monopolio de Petrobras y permitió la competición en todos los aspectos del sector de petróleo y gas en Brasil. Conforme lo mencionado en la Ley del Petróleo, se asignó a Petrobras el derecho de explorar con exclusividad, por un período de 27 años, las reservas de petróleo en todos los campos que la Compañía había previamente comenzado a producir. Sin embargo, la Ley del Petróleo estableció un marco de procedimientos para que Petrobras tuviera el derecho de exploraciones con exclusividad (y, en caso de éxito, las desarrollara) por un período de hasta tres años en las áreas donde la Compañía pudiera demostrar que tenía “perspectivas establecidas”. Para formalizar su solicitud para explorar y desarrollar estas áreas, la Compañía tenía que demostrar la capacidad financiera requerida para llevar a cabo estas actividades por si sola o a través de financiación o acuerdos de asociación.

La adopción de las reglas de la SEC que buscan modernizar las informaciones de petróleo y gas suplementarias y la emisión por parte de FASB de la Actualización de Estándares Contables nº 2010-03, “Oil and Gas Reserve Estimation and Disclosure”, no causó impacto sobre los estados contables consolidados de la Compañía, a no ser informaciones adicionales, conforme se discute en la Nota 2(n).

El área geográfica “Internacional” incluye las actividades en América del Sur que incluye Argentina, Colombia, Ecuador, Perú, Uruguay y Venezuela; America del Norte, que incluye México y EE.UU; Africa, que incluye Angola, Lybia, Namibia, Nigeria, y Tanzania y Otros, que incluye India, Irán, Portugal, Cuba, Nueva Zelandia, Australia y Turquía. Las inversiones se componen de empresas en Venezuela, que participan en las actividades de exploración y producción.

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(i) Costos capitalizados relativos a actividades de producción de petróleo y gas

La tabla a continuación resume los costos capitalizados de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, sus respectivas depreciaciones, agotamientos y amortizaciones acumuladas y los activos por obligación de desmantelamiento de activos:

Entidades consolidadas

Inversiones por el Método de la Equivalencia Patrimonial

Al 31 de diciembre de 2010 Brasil America del Sur America del

Norte Africa Otros Internacional Total Total Propiedades no comprobadas de petróleo y gas (*) 49.282 333 1.525 571 2 2.431 51.713 -Propiedades comprobadas de petróleo y gas 35.506 3.288 1.779 2.850 11 7.928 43.434 338Equipo de soporte 52.408 1.142 - 39 14 1.195 53.603 1 Costos capitalizados brutos 137.196 4.763 3.304 3.460 27 11.554 148.750 339Depreciación y agotamiento (40.774) (2.556) (408) (751) (2) (3.717) (44.491) (113) 96.422 2.207 2.896 2.709 25 7.837 104.258 -Construcción e instalaciones en curso 33.491 5 - - - 5 33.496 226 Costos capitalizados netos 129.913 2.212 2.896 2.709 25 7.842 137.755 226

Al 31 de diciembre de 2009 Propiedades no comprobadas de petróleo y gas 3.976 75 1.224 621 7 1.927 5.903 -Propiedades comprobadas de petróleo y gas 28.397 3.369 1.133 2.480 - 6.982 35.379 730Equipo de soporte 44.433 1.151 - 186 78 1.416 45.849 1 Costos capitalizados brutos 76.806 4.595 2.357 3.287 85 10.325 87.131 731

Depreciación y agotamiento (34.372) (2.996) (294) (425) (1) (3.716) (38.088) (137)

42.434 1.599 2.063 2.862 84 6.609 49.043 594Construcción e instalaciones en curso 27.664 9 - - 596 605 28.269 - Costos capitalizados netos 70.098 1.608 2.063 2.862 680 7.214 77.312 594

(*) Incluye US$43.868 relacionados con la Cesión Onerosa.

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(ii) Costos habidos en la adquisición de áreas y en las actividades de exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas Los costos habidos se resumen a continuación e incluyen tanto los montos gastados como capitalizados:

Entidades consolidadas

Inversiones por el Método de la Equivalencia Patrimonial

Brasil America del Sur America del

Norte Africa Otros Internacional Total Total Al 31 de diciembre de 2010 Adquisiciones de propiedades:

Probadas - 19 - (67) - (48) (48) 4No probadas (*) 43.868 - - 33 - 33 43.901 -

Costos de exploración 4.180 187 53 91 833 1.164 5.344 1 Costos de desarrollo 14.546 428 812 193 - 1.433 15.979 31 62.594 634 865 250 833 2.582 65.176 36

Al 31 de diciembre de 2009 Adquisiciones de propiedades:

Probadas - 24 - 65 - 89 89 5No probadas 9 - - 2 - 2 11 -

Costos de exploración 3.616 199 64 96 157 516 4.132 - Costos de desarrollo 13.524 319 571 307 - 1.197 14.721 83 17.149 542 635 470 157 1.804 18.953 88

Al 31 de diciembre de 2008 Adquisiciones de propiedades:

Probadas - 226 - 23 - 249 249 -No probadas 42 27 254 18 5 304 346 -

Costos de exploración 3.568 145 217 1 2 365 3.933 - Costos de desarrollo 11.633 557 288 549 194 1.588 13.221 - 15.243 955 759 591 201 2.506 17.749 71

(*) Incluye US$43.868 relacionados con la Cesión Onerosa.

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(iii) Resultados operativos de las actividades de producción de petróleo y gas Los resultados operativos de la Compañía surgidos de las actividades de producción de petróleo y gas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 se demuestran en la tabla a continuación. La Compañía transfiere substancialmente toda su producción brasileña de petróleo crudo y gas al segmento de Abastecimiento en Brasil. Los precios calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos del precio que la Compañía habría obtenido si esta producción hubiera sido vendida en un mercado al contado no regulado. Además, los precios calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos de los precios futuros a seren realizados por la Compañía. Los precios del gas utilizados son aquellos contratados con terceros. Los costos de producción son aquellos de lifting habidos para la operación y manutención de pozos productivos y correspondientes equipos e instalaciones, incluyendo los costos con mano de obra operativa, materiales, suministros, combustibles consumidos en operaciones y costos operativos de fábricas de gas natural licuado. Los costos de producción también incluyen los gastos administrativos y depreciación y amortización de equipos asociados con actividades de producción.

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F-132

(iii) Resultados operativos de las actividades de producción de petróleo y gas (Continuación)

Los gastos por exploración incluyen los costos de actividades geológicas y geofísicas y de pozos exploratorios no productivos. Los gastos por depreciación y amortización se refieren a los activos utilizados en las actividades de exploración y desarrollo. Según el Tópico de Codificación 932 - Actividades Extrativas- Petróleo y Gas, los impuestos sobre la renta se basan en las alícuotas de impuesto estatutarias y reflejan las deducciones permitidas. Los ingresos y gastos financieros de intereses son excluidos de los resultados reportados en la tabla a continuación.

Entidades consolidadas

Inversiones por el método de la equivalencia patrimonial

Al 31 de diciembre de 2010 Brasil America del Sur America del

Norte Africa Otros Internacional Total Total Ingresos operativos netos:

Ventas a terceros 242 791 7 (4) - 794 1.036 99 Intersegmento (1) 54.042 1.283 56 1.633 - 2.972 57.014 21

54.284 2.074 63 1.629 - 3.766 58.050 120 Costos de producción (2) (20.525) (844) (33) (89) - (966) (21.491) (38)Gastos de exploración (1.277) (82) (59) (294) (189) (623) (1.900) (1)Depreciación, agotamiento y amortización (5.757) (366) (31) (320) (1) (718) (6.475) (84)Pérdida de valor de propiedades de petróleo y gas (Impairment) (346) (6) - - - (6) (352) - Otros gastos operativos (863) 51 7 2 (24) 36 (827) - Resultados antes de los impuestos sobre la renta 25.516 828 (54) 928 (214) 1.489 27.005 (2) Gasto de impuestos sobre la renta (8.675) (139) - (163) - (302) (8.978) (21) Resultados operativos (neto de los gastos generales corporativos e de los costos de intereses) 16.841 689 (54) 765 (214) 1.186 18.027 (23)

(1) No considera US$998 (US$1.181 para 2009 y US$3.067 para 2008) relativos a las actividades de procesamiento de campo, por lo cual Petrobras no tiene cantidad atribuible de reserva. El monto, que se refiere principalmente

a volúmenes de gas seco, se considera en los ingresos operativos netos de Petrobras de US$54.284 (US$38.777 para 2009 y US$59.024 para 2008) con relación al segmento de E&P Brasil (ver Nota 21).

(2) No considera US$1.081 (US$1.282 para 2009 y US$3.111 para 2008) relativos a las actividades de procesamiento de campo, por lo cual Petrobras no tiene cantidad atribuible de reserva. El monto, que se refiere principalmente a volúmenes de gas seco, se considera en los costos de ventas de Petrobras de US$20.525 (US$16.329 para 2009 y US$21.130 para 2008) con relación al segmento de E&P - Brasil (ver Nota 21).

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F-133

(iii) Resultados operativos de las actividades de producción de petróleo y gas (Continuación)

Entidades consolidadas

Inversiones por el método de la equivalencia

patrimonial Al 31 de diciembre de 2009 Brasil America del Sur America del Norte Africa Otros Internacional Total Total Ingresos operativos netos:

Ventas a terceros 476 641 64 140 - 845 1.321 213 Intersegmento (1) 37.120 1.146 - 957 - 2.103 39.223 18

37.596 1.787 64 1.097 - 2.948 40.544 231 Costos de producción (2) (15.047) (689) (36) (185) - (910) (15.957) (126) Gastos de exploración (1.199) (198) (49) (189) (71) (507) (1.706) - Depreciación, agotamiento y amortización (4.344) (383) (37) (299) (1) (720) (5.064) (120) Pérdida de valor de propiedades de petróleo y gas (Impairment) (319) - - - - - (319) - Otros gastos operativos (1.293) (19) - 9 2 (8) (1.301) - Resultados antes de los impuestos sobre la renta 15.394 498 (58) 433 (70) 803 16.197 (15) Gasto por los impuestos sobre la renta (5.200) (116) (0) (69) - (185) (5.385) (12) Resultados operativos (neto de los gastos generales corporativos e de los costos de intereses) 10.194 382 (58) 364 (70) 618 10.812 (27) Al 31 de diciembre de 2008 Ingresos operativos netos:

Ventas a terceros 973 1.152 139 91 - 1.382 2.355 - Intersegmento (1) 54.983 1.403 - 55 - 1.458 56.441 -

55.956 2.555 139 146 - 2.840 58.796 - Costos de producción (2) (18.019) (836) (42) (23) - (901) (18.920) - Gastos de exploración (1.303) (141) (106) (128) (97) (472) (1.775) - Depreciación, agotamiento y amortización (3.544) (357) (35) (27) - (419) (3.963) - Pérdida de valor de propiedades de petróleo y gas (Impairment) (171) (5) (115) (3) - (123) (294) - Otros gastos operativos (117) (181) - 9 - (172) (289) - Resultados antes de los impuestos sobre la renta 32.802 1.035 (159) (26) (97) 753 33.555 - Gasto por los impuestos sobre la renta (11.153) (265) (13) 12 - (266) (11.419) - Resultados operativos (neto de los gastos generales corporativos e de los costos de intereses) 21.649 770 (172) (14) (97) 487 22.136 47

(1) No considera US$998 (US$1.181 para 2009 y US$3.067 para 2008) relativos a las actividades de procesamiento de campo, por lo cual Petrobras no tiene cantidad atribuible de reserva. El monto, que se refiere principalmente a volúmenes de

gas seco, se considera en los ingresos operativos netos de Petrobras de US$54.284 (US$38.777 para 2009 y US$59.024 para 2008) con relación al segmento de E&P Brasil (ver Nota 21). (2) No considera US$1.081 (US$1.282 para 2009 y US$3.111 para 2008) relativos a las actividades de procesamiento de campo, por lo cual Petrobras no tiene cantidad atribuible de reserva. El monto, que se refiere principalmente a volúmenes de

gas seco, se considera en los costos de ventas de Petrobras de US$20.525 (US$16.329 para 2009 y US$21.130 para 2008) con relación al segmento de E&P - Brasil (ver Nota 21).

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F-134

iv) Informaciones sobre cantidades de reservas Las reservas estimadas netas probadas de petróleo y gas de la Compañía y los respectivos cambios respecto a los ejercicios de 2010, 2009 y 2008 se demuestran en la tabla a continuación. Las reservas probadas son estimadas por los ingenieros de reservas de la Compañía según las definiciones de reservas previstas por la Securities and Exchange Commission. Las reservas comprobadas de petróleo y gas son las cantidades de petróleo y gas que, conforme los análisis de geociencia y los datos de ingeniería, pueden estimarse con una certeza razonable como teniendo una capacidad de producción económicamente viable - de acuerdo con determinados datos, de los reservorios conocidos, y considerando las condiciones económicas existentes, los métodos operativos y las regulaciones gubernamentales, antes de la fecha en que expiran los contratos que proporcionan el derecho de operación, a menos que la evidencia indique que la renovación es razonablemente cierta, independientemente de cuáles son los métodos de probabilidad o determinación utilizados para esa estimativa. El proyecto para extraer los hidrocarburos debe haber comenzado o el operador debe tener una certeza razonable de que comenzará el proyecto dentro de un tiempo razonable. Reservas desarrolladas de petróleo y gas son reservas de cualquier categoría cuya recuperación pueda ser esperada: (i) por medio de pozos existentes con equipos y métodos de operación existentes o en los cuales el costo de los equipos necesarios sea relativamente pequeño comparado al costo de un nuevo pozo; y (ii) por medio de la instalación de equipos de extracción y de infraestructura operativa en el momento de las estimativas de las reservas si la extracción se realiza por medios que no envuelvan un pozo. En algunos casos, nuevas inversiones sustanciales en pozos adicionales y respectivas instalaciones serán necesarias a efectos de recuperar tales reservas probadas. Debido a las incertidumbres inherentes y a la naturaleza limitada de los datos de reservas, las estimaciones de reservas están sujetas a cambios cuando se tengan informaciones adicionales disponibles. Las reservas probadas de Bolivia no estaban clasificadas como tal en 2009 debido a la nueva Constitución de Bolivia, que no permite la divulgación de las reservas estimadas para propiedades bajo su autoridad. El saldo inicial de las reservas probadas de Bolivia para 2009 se ajusta en la partida “Revisiones de estimaciones anteriores”.

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F-135

(iv) Informaciones sobre cantidades de reservas (Continuación)

Resumen de los cambios anuales de las reservas probadas de petróleo a seguir (en millones de barriles):

Brasil América del

Sur América del

Norte África Internacional Óleo sintético Total Total

Reserva en 31 de diciembre de 2007 9.138,5 321,3 26,7 66,3 414,3 - 9.552,8 60,1

Revisiones de estimativas previas 119,3 0,1 (10,6) 21,4 10,9 - 130,2 - Ampliaciones y descubrimientos 74,7 1,5 - - 1,5 - 76,2 - Recuperación mejorada 29,8 - - - - - 29,8 - Ventas de las reservas - (10,7) - - (10,7) - (10,7) - Compras de las reservas - 12,3 - - 12,3 - 12,3 - Producción (646,0) (35,6) (0,6) (2,9) (39,1) - (685,1) -

Reserva en 31 de diciembre de 2008 8.716,3 288,9 15,5 84,8 389,2 - 9.105,5 49,1

Revisiones de estimativas previas 1.779,0 (37,9) (7,7) 1,7 (43,9) - 1.735,1 (3,0) Ampliaciones y descubrimientos 100,0 4,8 - 30,4 35,2 8,0 143,2 - Recuperación mejorada 11,0 - - 10,3 10,3 - 21,3 (2,8) Ventas de las reservas - (99,4) - - (99,4) - (99,4) - Compras de las reservas - 99,4 - - 99,4 - 99,4 - Producción (687,0) (31,2) (0,5) (16,3) (48,0) (1,0) (736,0) (3,4)

Reserva en 31 de diciembre de 2009 9.919,3 224,6 7,3 110,9 342,8 7,0 10.269,1 39,9

Revisiones de estimativas previas 368,0 (9,3) 3,4 13,9 8,0 2,0 378,0 (3,7) Ampliaciones y descubrimientos 778,0 26,9 - - 26,9 - 804,9 - Recuperación mejorada 9,0 0,1 - 20,7 20,8 - 29,8 - Ventas de las reservas - (5,9) (0,1) - (6,0) - (6,0) - Compras de las reservas - - - - - - - - Producción (695,0) (26,6) (0,5) (20,6) (47,7) (1,0) (743,7) (2,7)

Reserva en 31 de diciembre de 2010 (*) 10.379,3 209,8 10,1 124,9 344,8 8,0 10.732,1 33,5

Reservas desarrolladas y no desarrolladas comprobadas

(*) No incluye los derechos de producir 5 mil millones de barriles de petróleo equivalente conforme determinado por el contrato de cesión.

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F-136

(iv) Informaciones sobre cantidades de reservas (Continuación)

Resumen de los cambios anuales de las reservas probadas de gas natural a seguir (en miles de millones de metros cúbicos):

Reservas desarrolladas y no desarrolladas comprobadas Brasil América del Sur América del Norte África Internacional Óleo sintético Total Total

Reserva en 31 de diciembre de 2007 10.078,3 2.259,8 141,7 - 2.401,5 - 12.479,8 66,9

Revisiones de estimativas previas (248,3) 427,4 (10,7) 26,8 443,5 - 195,2 - Ampliaciones y descubrimientos 113,5 39,2 - - 39,2 - 152,7 - Recuperación mejorada 7,5 - - - - - 7,5 - Compras de las reservas - 123,1 - - 123,1 - 123,1 - Producción (605,0) (209,0) (4,9) - (213,9) - (818,9) -

Reserva en 31 de diciembre de 2008 9.346,0 2.640,5 126,1 26,8 2.793,4 - 12.139,4 75,7

Revisiones de estimativas previas 942,0 (1.398,3) (70,7) 5,0 (1.464,0) - (522,0) (14,4) Ampliaciones y descubrimientos 141,0 5,5 - - 5,5 6,6 153,1 - Recuperación mejorada 1,0 - - - - - 1,0 3,9 Ventas de las reservas - (110,3) - - (110,3) - (110,3) - Compras de las reservas - 110,3 - - 110,3 - 110,3 - Producción (571,0) (207,8) (3,9) - (211,7) (1,0) (783,7) (2,0)

Reserva en 31 de diciembre de 2009 9.859,0 1.039,9 51,5 31,8 1.123,2 5,6 10.987,8 63,2

Revisiones de estimativas previas 339,0 (20,3) 3,6 8,6 (8,1) 8,0 338,9 (1,9) Ampliaciones y descubrimientos 961,0 324,0 - - 324,0 - 1.285,0 - Recuperación mejorada 10,0 4,7 - - 4,7 - 14,7 - Ventas de las reservas - (1,0) (0,1) - (1,1) - (1,1) - Compras de las reservas - - - - - - - - Producción (615,0) (111,6) (3,3) - (114,9) (2,0) (731,9) (1,5)

- - - - Reserva en 31 de diciembre de 2010 10.554,0 1.235,7 51,7 40,4 1.327,8 11,6 11.893,4 59,8

Inversiones por el método de la equivalencia patrimonial Entidades Consolidadas

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F-137

(iv) Informaciones sobre cantidades de reservas (Continuación)

Reservas desarrolladas comprobadas netas: Petróleo crudo Óleo Sintético Gas Natural Gas Sintético Petróleo crudo Óleo Sintético Gas Natural Gas Sintético Petróleo crudo Óleo Sintético Gas Natural Gas Sintético

Entidades consolidadasBrasil 6.932,0 8,0 6.975,0 11,6 6.121,4 7,0 5.382,8 5,6 5.346,5 - 5.069,9 -

América del Sur (1) 118,8 - 489,2 - 139,9 - 485,6 - 189,0 - 1.661,5 - América del Norte 4,6 - 30,3 - 3,8 - 37,3 - 5,9 - 67,8 - África 59,5 - 40,4 - 58,5 - 31,7 - 16,0 - 25,6 - Otras - - - - - - - - - - - - Total Internacional 182,9 559,9 202,2 - 554,6 - 210,9 - 1.754,9 -

7.114,9 8,0 7.534,9 11,6 6.323,6 7,0 5.937,4 5,6 5.557,4 - 6.824,8 -

Entidades no consolidadasBrasil - - - - - - - - - - - -

América del Sur (1) 18,7 - 25,0 - 22,2 - 32,5 - 27,5 - 47,3 - América del Norte - - - - - - - - - - - - África - - - - - - - - - - - - Otras - - - - - - - - - - - - Total Internacional 18,7 25,0 22,2 - 32,5 - 27,5 - 47,3 -

18,7 - 25,0 - 22,2 - 32,5 - 27,5 - 47,3 -

Total de entidades consolidadas y no consolidadas 7.133,6 8,0 7.559,9 11,6 6.345,8 7,0 5.969,9 5,6 5.584,9 - 6.872,1 -

Reservas no desarrolladas comprobadas netas:

Entidades consolidadasBrasil 3.447,3 - 3.579,0 - 3.797,9 - 4.476,2 - 3.369,8 - 4.276,1 -

América del Sur (1) 91,0 - 746,3 - 84,8 - 554,5 - 99,9 - 979,0 - América del Norte 5,6 - 21,6 - 3,5 - 14,2 - 9,6 - 58,3 - África 65,3 - - - 524 - - - 68,8 - 1,2 - Otras . - - - - - - - - - - - Total Internacional 161,9 767,9 - 140,7 - 568,7 - 178,3 - 1.038,5 -

3.609,2 - 4.346,9 - 3.938,6 - 5.044,9 - 3.548,1 - 5.314,6 -

Entidades no consolidadasBrasil - - - - - - - - - - - -

América del Sur (1) 14,8 - 34,8 - 17,6 - 30,6 - 21,6 - 28,4 - América del Norte - - - - - - - - - - - - África - - - - - - - - - - - - Otras - - - - - - - - - - - - Total Internacional 14,8 - 34,8 - 17,6 - 30,6 - 21,6 - 28,4 -

14,8 - 34,8 - 17,6 - 30,6 - 21,6 - 28,4 -

Total de entidades consolidadas y no consolidadas 3.624,0 - 4.381,7 - 3.956,2 - 5.075,5 - - - 5.343,0 -

Millones de barriles Millones de barriles Millones de barrilesMil millones de pies cúbicos Mil millones de pies cúbicos

2010 2009 2008

Mil millones de pies cúbicos

(1) Incluye reservas de 35,3 millones de barriles de petróleo y 276,3 mil millones de pies cúbicos de gas en 2010 (42,2 millones de barriles de petróleo y 312,00 mil millones de pies cúbicos de gas en 2009 y 71,5 millones de barriles de petróleo y

415,9 mil millones de pies cúbicos de gas en 2008) atribuibles al 32,76% de la participación no controlante en Petrobras Argentina, que es consolidada por Petrobras.

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F-138

(v) Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellas

La medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos, respecto a las reservas de petróleo y gas probadas antes mencionadas, es calculada de acuerdo con el Tópico de Codificación 932 - Actividades de extracción - petróleo y gas . Los ingresos de efectivo estimados futuros a partir de la producción en Brasil y en segmento internacional son calculados aplicándose los precios promedios durante el período de 12 meses anterior al cierre del ejercicio, determinado como un promedio aritmético no ponderado del precio del primer día del mes en cada mes dentro del referido período, a menos que los precios sean definidos por disposiciones contractuales, excluyendo escalas con base en futuras condiciones con base en la metodología de determinación de precios de petróleo y gas utilizada internamente por la Compañía para cantidades de final de ejercicio de reservas comprobadas netas estimadas. Los cambios futuros en los precios son limitados a los acuerdos contractuales vigentes al cierre de cada año de reporte. Los costos por futuro desarrollo y producción son estimados como los gastos futuros estimados para desarrollar y producir las reservas estimadas probadas al cierre del ejercicio con base en los índices de costo al cierre del ejercicio, asumiendo la continuación de las condiciones económicas al cierre del ejercicio. Los impuestos sobre la renta futuros estimados son calculados aplicándose las tasas apropiadas impositivas estatutarias al cierre del ejercicio. Tales tasas reflejan las deducciones permitidas y son aplicadas a flujos de efectivo futuros estimados netos antes de impuestos, menos la base impositiva de los respectivos activos. Los flujos de efectivos netos futuros descontados son calculados utilizando factores de descuento del 10% en el medio del período. Este descuento requiere estimación en base anual de cuando se incurrirán los gastos futuros y cuando se producirán las reservas.

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F-139

(v) Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellas (Continuación)

La evaluación arbitraria prevista en el Tópico de Codificación 932 - Actividades de Extracción - petróleo y gas requiere premisas sobre el momento y el valor de los costos de desarrollo y producción en el futuro. Los cálculos se hacen al 31 de diciembre de cada año y no deben ser utilizados como base para una indicación de los flujos de efectivo futuros de Petrobras o del valor de sus reservas de petróleo y gas.

Entidades consolidadas

Inversiones por el método de la equivalencia patrimonial

Brasil América del Sur America del Norte Africa Otros Internacional Total Total Al 31 de diciembre de 2010 Ingresos de efectivo futuros 755.189 22.246 1.029 11.403 - 34.678 789.867 1.992 Costos de producción futuros (331.109) (7.359) (251) (2.954) - (10.564) (341.673) (1.072) Costos de desarrollo futuros (52.589) (2.054) (346) (2.495) - (4.895) (57.484) (71) Gastos de impuesto sobre la renta futuros (128.856) (6.898) - (1.475) - (8.373) (137.229) (333)

Flujos de efectivo netos futuros no descontados 242.635 5.935 432 4.479 - 10.846 253.481 516

Descuento de 10 por ciento a mediados del año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados (118.361) (2.222) (202) (1.417) - (3.841) (122.202) (192)

Medida estandarizada de flujos de efectivo netos futuros descontados 124.274 3.713 230 3.062 - 7.005 131.279 324

Al 31 de diciembre de 2009 Ingresos de efectivo futuros 528.703 19.815 640 7.319 - 27.774 556.477 2.737 Costos de producción futuros (252.843) (5.833) (170) (2.010) - (8.013) (260.856) (1.337) Costos de desarrollo futuros (45.444) (2.262) (217) (2.248) - (4.727) (50.171) (121) Gastos de impuesto sobre la renta futuros (80.342) (6.354) - (290) - (6.644) (86.986) (501)

Flujos de efectivo netos futuros no descontados 150.074 5.366 253 2.771 - 8.390 158.464 778

Descuento de 10 por ciento a mediados del año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados (73.740) (2.165) (96) (742) - (3.003) (76.743) (310)

Medida estandarizada de flujos de efectivo netos futuros descontados 76.334 3.201 (*) 157 2.029 - 5.387 81.721 467

Al 31 de diciembre de 2008 Ingresos de efectivo futuros 298.408 21.793 1.468 3.088 - 26.349 324.757 - Costos de producción futuros (163.427) (5.236) (588) (1.212) - (7.036) (170.463) - Costos de desarrollo futuros (41.063) (2.276) (327) (593) - (3.196) (44.259) - Gastos de impuesto sobre la renta futuros (33.679) (9.021) - (2) - (9.023) (42.702) - Flujos de efectivo netos futuros no descontados 60.239 5.260 553 1.281 - 7.094 67.333 -

Descuento de 10 por ciento a mediados del año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados (22.772) (2.087) (266) (187) - (2.540) (25.312) - Medida estandarizada de flujos de efectivo netos futuros descontados 37.467 3.174 (*) 286 1.095 - 4.555 42.022 240

(*) Incluye US$405 en 2010 (US$411 en 2009 y US$579 en 2008) atribuible al 32,76% de participación no controlante en Petrobras Argentina, que es consolidada por Petrobras.

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) Expresada en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

F-140

(v) Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellas (Continuación)

Brasil América del Sur América del Norte África Otras Internacional Total Total

Saldo al 1º de enero de 2010 76.334 3.202 157 2.028 - 5.387 81.721 467

Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción (31.864) (1.139) (34) (1.532) - (2.705) (34.569) (58) Costos de desarrollo habidos 13.692 428 812 193 - 1.433 15.125 18 Cambio neto debido a compra y venta de reservas - (58) (1) - - (59) (59) - Cambio neto debido a ampliaciones, descubrimientos y mejoras menos costos relacionados 16.972 218 - 1.061 - 1.279 18.251 - Revisiones de las estimativas de cantidades previas 7.594 251 88 686 - 1.025 8.619 (58) Cambios netos en precios, precios de transferencia y costos de producción 72.628 646 (716) 1.353 - 1.283 73.911 (228) Cambios en los costos de desarrollo futuros estimados (13.580) (271) - (334) - (605) (14.185) 30 Intereses del descuento 7.633 497 23 193 - 713 8.346 77 Cambio neto en impuestos sobre la renta (25.135) (205) - (1.040) - (1.245) (26.380) 89 Período - 180 (110) - - 70 70 - Otros - sin especificar - (36) 11 454 - 429 429 (13)

124.274 3.713 230 3.062 - 7.005 131.279 324 Saldo al 31 de diciembre de 2010

Inversiones por el método de la equivalencia patrimonial Entidades consolidadas

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) Expresada en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

F-141

(v) Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellas (Continuación)

Brasil América del Sur América del Norte África Otras Internacional Total Total

Saldo al 1º de enero de 2009 37.466 3.172 287 1.095 - 4.554 42.020 240 - -

Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción (22.529) (1.062) (32) (581) - (1.675) (24.204) (84) Costos de desarrollo habidos 13.513 319 571 307 - 1.197 14.710 74 Cambio neto debido a compra y venta de reservas - - - - - - - - Cambio neto debido a ampliaciones, descubrimientos y mejoras menos costos relacionados 1.643 110 - 1.242 - 1.352 2.995 (45) Revisiones de las estimativas de cantidades previas 23.490 (308) (366) 32 - (642) 22.848 (80) Cambios netos en precios, precios de transferencia y costos de producción 44.892 (1.087) (476) 1.717 - 154 45.046 513 Cambios en los costos de desarrollo futuros estimados (5.971) (293) 65 (1.267) - (1.495) (7.466) (79) Intereses del descuento 3.747 407 16 114 - 537 4.284 40 Cambio neto en impuestos sobre la renta (19.917) 1.652 - (238) - 1.414 (18.503) (144) Período - 318 38 - - 356 356 - Otros - sin especificar - (25) 54 (393) - (364) (364) 32

76.334 3.203 157 2.028 - 5.388 81.722 467

Inversiones por el método de la equivalencia patrimonial Entidades consolidadas

Saldo al 31 de diciembre de 2009

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) Expresada en Millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

F-142

(v) Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellas (Continuación)

Brasil América del Sur América del Norte África Otras Internacional Total Total

Saldo al 1º de enero de 2008 169.853 4.909 865 3.364 - 9.138 178.991 -

Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción (36.982) (1.630) (97) (59) - (1.786) (38.768) - Costos de desarrollo habidos 11.744 557 288 549 194 1.588 13.332 - Cambio neto debido a compra y venta de reservas - 201 - - - 201 201 - Cambio neto debido a ampliaciones, descubrimientos y mejoras menos costos relacionados 1.018 69 - (19) - 50 1.068 - Revisiones de las estimativas de cantidades previas 634 1.232 (155) 440 - 1.517 2.151 - Cambios netos en ventas, precios de transferencia y costos de producción (188.780) (1.355) (1.075) (4.018) (194) (6.642) (195.422) - Cambios en los costos de desarrollo futuros estimados (8.576) (733) (132) (162) - (1.027) (9.603) - Intereses del descuento 16.985 668 122 340 - 1.130 18.115 - Cambio neto en impuestos sobre la renta 71.571 (449) 356 1.380 - 1.287 72.858 - Período - (208) 74 (410) - (544) (544) - Otros - sin especificar - (87) 40 (310) - (357) (357) -

37.467 3.174 286 1.095 - 4.555 42.022 240 Saldo al 31 de diciembre de 2008

Inversiones por el método de la equivalencia patrimonial Entidades consolidadas

Petrobras International Finance Company (Subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Estados Contables Consolidados Ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 con Informe de los Auditores Independientes - Registrados en el PCAOB (Traducción libre del original en inglés)

F-144

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company

y controladas (Subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Estados Contables Consolidados

31 de Diciembre de 2010, 2009 y 2008

Índice

Informe de los Auditores Independientes Registrados en el PCAOB(*) ....... F-145 - F-146 Estados Contables Auditados Balances Generales Consolidados .................................................................. F-147 - F-148 Estados Consolidados de Resultados ........................................................................... F-149 Estados Consolidados del Pasivo al Descubierto ........................................................ F-150 Estados Consolidados de los Flujos de Efectivo ......................................................... F-151 Notas Explicativas a los Estados Contables Consolidados ............................ F-152 - F-171 (*) Consejo de Supervisión de Contabilidad de las Compañías Abiertas en Estados

Unidos de América (PCAOB – Public Company Accounting Oversight Board).

F-145

Informe de los auditores independientes registrados en el PCAOB (*)

(Traducción libre del original en inglés)

Señores Directores Ejecutivos y Accionista de Petrobras International Finance Company

Hemos auditado los balances generales consolidados de Petrobras International Finance Company y subsidiarias (“PifCo” o “Compañía”) al 31 de diciembre de 2010 y 2009, y los correspondientes estados consolidados de resultados, de evolución del pasivo al descubierto y de los flujos de efectivo de cada uno de los ejercicios en el período de tres años concluido al 31 de diciembre de 2010. También hemos realizado auditoría acerca de los controles internos de la Compañía referentes al proceso de preparación y divulgación de los estados contables consolidados al 31 de diciembre de 2010, con base en el criterio establecido en el Control Interno - Estructura Integrada emitido por el Comité de la Organización Patrocinadora de la Comisión Treadway (COSO). La Administración de la Compañía es responsable por los referidos estados contables consolidados, por el mantenimiento de los controles internos efectivos sobre los estados contables y por la evaluación de la eficacia de los controles internos sobre los estados contables incluidos en el Informe de la Administración sobre Controles Internos referentes al proceso de preparación y divulgación de los estados contables consolidados. Nuestra responsabilidad es la de emitir una opinión sobre tales estados contables consolidados y una opinión sobre los controles internos de la Compañía referente al proceso de elaboración y divulgación de los estados contables consolidados con base en nuestras auditorías. Hemos realizado nuestras auditorías de acuerdo con las normas del Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos de América (PCAOB - Public Company Accounting Oversight Board). Tales normas exigen que una auditoría se planifique y realice con el objetivo de obtener una garantía razonable sobre si los estados contables consolidados no contienen errores significativos y sobre si los controles internos referente al proceso de preparación y divulgación de los estados contables consolidados son efectivos en todos los aspectos significativos. Nuestra auditoría de los estados contables consolidados incluye la constatación, con base en test, de las evidencias y de los registros que sirven de base a los valores y las informaciones contables divulgadas en los estados contables consolidados, la evaluación de las prácticas y de las estimativas contables más representativas adoptadas por la administración, así como de la presentación de los estados contables consolidados considerados en conjunto. Nuestra auditoría sobre los controles internos sobre el proceso de preparación y divulgación de estados contables consolidados incluyen el entendimiento de los controles internos sobre estados contables consolidados, evaluando el riesgo de que exista algún punto débil significativo y evaluando el diseño y efectividad operativa de los controles internos con base en los riesgos evaluados. Nuestras auditorías también incluyeron la realización de otros procedimientos que consideramos necesarios en las circunstancias. Creemos que nuestras auditorias proporcionan una base razonable para nuestras opiniones.

F-146

Los controles internos referentes al proceso de preparación y divulgación de los estados contables consolidados de una Compañía han sido elaborados para proporcionar una garantía razonable sobre la confiabilidad de su preparación para fines externos de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados. Los controles internos sobre el proceso de preparación y divulgación de los estados contables consolidados incluyen las políticas y procedimientos que (1) se refieren al mantenimiento de registros que, con un detalle razonable, reflejan con exactitud y claridad a las transacciones y ventas de los activos; (2) proporcionan una garantía razonable de que las transacciones han sido registradas en la forma necesaria para permitir la preparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados y que los ingresos y gastos se realizaron, únicamente, de acuerdo con las autorizaciones de la administración y directores de la Compañía; y (3) proporcionan una seguridad razonable en relación a la prevención o a la detección oportuna de la adquisición, uso o venta no autorizada de los activos que puedan tener un efecto significativo sobre los estados contables consolidados. Debido a sus limitaciones inherentes, el control interno sobre el proceso de preparación y divulgación de los estados contables consolidados puede no evitar o detectar errores. Además, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad para períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones, o debido al hecho de que el grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos pueda disminuir. En nuestra opinión, los estados contables consolidados anteriormente citados presentan adecuadamente, en todos los aspectos significativos, la posición financiera de Petrobras International Finance Company y subsidiarias al 31 de diciembre de 2010 y 2009, los resultados de sus operaciones y de sus flujos de efectivo en caja para cada uno de los ejercicios incluidos en el período de tres años concluido al 31 de diciembre de 2010, de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Estados Unidos de America. Además, en nuestra opinión, Petrobras International Finance Company y subsidiarias, mantuvieron, en todos los aspectos significativos, controles internos efectivos sobre el proceso de preparación y divulgación de los estados contables al 31 de diciembre de 2010, con base en el criterio establecido en el Control Interno – Estructura Integrada emitido por el COSO. KPMG Auditores Independentes Rio de Janeiro, Brasil 15 de marzo de 2011

(*) Consejo de Supervisión de Contabilidad de las Compañías Abiertas en Estados Unidos de América (PCAOB – Public Company Accounting Oversight Board).

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS El 31 de Diciembre de 2010 y 2009 (En millares de Dólares Estadounidenses)

Las notas explicativas forman parte integrante de los estados contables consolidados.

F-147

Activo 2010 2009

Activo corriente

Efectivo y equivalentes de efectivo (Nota 3) 1.197.430 953.157

Títulos y valores mobiliarios (Nota 4) 2.429.400 2.546.811

Cuentas a cobrar

Partes relacionadas (Nota 5) 5.891.030 15.986.051

Otros 927.663 553.081

Títulos a cobrar - partes relacionadas (Nota 5) 2.636.340 1.213.155

Bienes de Cambio (Existencias) (Nota 6) 1.022.954 1.223.267

Pago anticipado de exportación – partes relacionadas (Nota 5) 70.444 382.827

Depósitos vinculados a garantías y otros (Nota 5 y 7) 263.119 127.401

14.438.380 22.985.750

Bienes de uso, netos 837 2.012

Inversiones en sociedad no consolidada (Nota 1) 7 13

Otros activos

Títulos y valores mobiliarios (Nota 4) 2.728.991 2.490.325

Títulos a cobrar – partes relacionadas (Nota 5) 430.992 421.962

Pago anticipado de exportación – partes relacionadas (Nota 5) 194.440 263.480

Depósitos vinculados a garantías y gastos anticipados (Nota 7) 188.374 201.188

3.542.797 3.376.955

Total del activo 17.982.021 26.364.730

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS (Continuación) El 31 de Diciembre de 2010 y 2009 (En millares de Dólares Estadounidenses, excepto cantidad de acciones y o valor por acción)

Las notas explicativas forman parte integrante de los estados contables consolidados.

F-148

Pasivo y pasivo al descubierto 2010 2009

Pasivo corriente

Cuentas a pagar

Partes relacionadas (Nota 5) 2.169.365 1.684.855

Otros 1.015.780 1.436.399

Títulos a pagar - partes relacionadas (Nota 5) - 7.862.042

Deuda corriente (Nota 8) 1.973.287 1.482.820

Monto corriente de la deuda no corriente (Nota 8) 386.028 474.608

Provisión de intereses (Nota 8) 274.022 199.469

Otros pasivos corrientes (Nota 5) 74.577 34.555

5.893.059 13.174.748

Pasivo no corriente

Deuda no corriente (Nota 8) 12.431.438 13.268.959

Pasivo al descubierto

Acciones autorizadas y emitidas

Acciones ordinarias - 300,050,000 acciones con valor nominal de US$ 1 (Nota 10) 300.050 300.050

Aporte de capital 266.394 266.394

Pérdidas acumuladas (894.272) (632.755)

Otros resultados incluyentes acumulados

Pérdida con cobertura de flujo de efectivo (14.648) (12.666)

(342.476) (78.977)

Total del pasivo y del pasivo al descubierto 17.982.021 26.364.730

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) ESTADOS CONSOLIDADOS DE RESULTADOS El 31 de Diciembre de 2010, 2009 y 2008 (En millares de Dólares Estadounidenses, excepto cantidad de acciones y o valor por acción)

Las notas explicativas forman parte integrante de los estados contables consolidados.

F-149

Ejercicios terminados el 31 de Diciembre de

2010 2009 2008

Ventas de petróleo, productos derivados de petróleo y servicios Partes relacionadas (Nota 5) 17.417.211 15.728.847 23.797.304 Otras 17.342.259 13.121.152 18.645.503 34.759.470 28.849.999 42.442.807 Costo de las ventas Partes relacionadas (Nota 5) (14.227.465) (11.899.415) (14.431.172) Otros (20.002.760) (15.926.001) (27.799.952)Gastos con ventas, generales y administrativos Partes relacionadas (Nota 5) (189.162) (197.315) (341.668) Otros (292.583) (220.537) (220.527)Otros gastos operativos, netos (Nota 9) (48.029) (29.320) (577.128) (34.759.999) (28.272.588) (43.370.447) Ingresos/(gastos) operativos (529) 577.411 (927.640) Participación en el resultado de sociedad no consolidada (6) (10) (2) Ingresos financieros

Partes relacionadas (Nota 5) 563.994 1.415.010 1.655.709Derivativos sobre ventas y transacciones financieras

Partes relacionadas (Nota 5) 6.109 54.398 1.822Otras (Nota 12) 142.391 213.683 500.088

Inversiones financieras 213.226 296.096 145.371Otros 18.236 18.283 21.892

943.956 1.997.470 2.324.882 Gastos financieros

Partes relacionadas (Nota 5) (107.466) (936.828) (1.322.342)Derivativos sobre ventas y transacciones financieras

Partes relacionadas (Nota 5) (4.438) (27.837) (30.719)Otras (Nota 12) (163.753) (373.899) (384.908)

Financiaciones (892.168) (657.407) (413.305)Gastos con extinción de deuda - (50.408) -

Otros (34.266) (43.703) (18.786) (1.202.091) (2.090.082) (2.170.060) Resultado financiero, neto (258.135) (92.612) 154.822Variación cambiaria, neta (2.847) 400 (2.836)Otros ingresos, netos - 2.203 3.058 (Pérdida)/ ganancia neta del ejercicio (261.517) 487.392 (772.598) (Pérdida)/ ganancia neta por acción del ejercicio – US$ (0,87) 1,62 (2,57)

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) ESTADOS CONSOLIDADOS DEL PASIVO AL DESCUBIERTO Ejercicios terminados el 31 de Diciembre de 2010, 2009 y 2008 (En millares de Dólares Estadounidenses)

Las notas explicativas forman parte integrante de los estados contables consolidados.

F-150

Ejercicios terminados el 31 de Diciembre de

2010 2009 2008

Acciones ordinarias

Saldo al 1o de enero 300.050 300.050 300.050

Saldo al final del ejercicio 300.050 300.050 300.050

Aporte de capital

Saldo al 1o de enero 266.394 266.394 53.926

Aumento de capital - - 212.468

Saldo al final del ejercicio 266.394 266.394 266.394

Pérdidas acumuladas

Saldo al 1o de enero (632.755) (1.120.147) (347.549)

(Pérdida)/ ganancia neta del ejercicio (261.517) 487.392 (772.598)

Saldo al final del ejercicio (894.272) (632.755) (1.120.147)

Otros resultados incluyentes acumulados

Pérdida con cobertura de flujo de efectivo

Saldo al 1o de enero (12.666) (39.092) (9.424)

(Pérdida)/ ganancia en el ejercicio (1.982) 26.426 (29.668)

Saldo al final del ejercicio (14.648) (12.666) (39.092)

Total del pasivo al descubierto (342.476) (78.977) (592.795)

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) ESTADOS CONSOLIDADOS DE LOS FLUJOS DE EFECTIVO (Continuación) Ejercicios terminados el 31 de Diciembre de 2010, 2009 y 2008 (En millares de Dólares Estadounidenses)

Las notas explicativas forman parte integrante de los estados contables consolidados.

F-151

Ejercicios terminados el 31 de Diciembre 2010 2009 2008Flujo de efectivo de las actividades operativas (Pérdida)/ ganancia neta del ejercicio (261.517) 487.392 (772.598)

Ajustes para conciliación de la ganancia/(pérdida) neta con el efectivo neto utilizado en la actividad operativa

Depreciación, amortización de gastos anticipados y gastos en la emisión de deuda 25.113 76.434 2.993

Pérdida en bienes de cambio (318) (144.548) 144.866 Participación en el resultado de sociedad no consolidada 6 10 2 Reducción (aumento) de activos Cuentas a cobrar Partes relacionadas 10.095.021 8.169.024 (9.228.606) Otros (374.537) (63.311) 412.006 Pago anticipado de exportación - partes relacionadas 381.423 100.986 36.128 Otros activos 203.777 (31.430) 930 Aumento de pasivos Cuentas a pagar Partes relacionadas 484.510 (27.215) 625.591 Otros (420.619) 800.422 (544.978) Otros pasivos 112.009 29.495 174.570 Recursos netos generados/(utilizados) en las actividades operativas 10.244.868 9.397.259 (9.149.096) Flujo de efectivo de las actividades de inversión Títulos y valores mobiliarios, netos (121.255) (438.612) (465.902) Títulos a cobrar – partes relacionadas, netos (1.534.676) (47.155) 493.024 Bienes de uso 800 (581) (1.612) Inversiones en sociedad no consolidada - (20) (5) Recursos netos (utilizados)/generados en actividades de inversión (1.655.131) (486.368) 25.505 Flujo de efectivo de las actividades de financiación Deuda corriente, netas de emisiones y pagos (9.533) 1.482.820 (5.201) Recursos provenientes de la emisión de deuda no corriente - 12.350.000 836.815 Pagos del principal de la deuda de largo plazo (480.608) (4.697.769) (722.060) Préstamos corrientes - partes relacionadas, netos (7.855.323) (17.380.479) 8.626.816 Recursos netos (utilizados)/generados por las actividades de financiación (8.345.464) (8.245.428) 8.736.370 Aumento/(reducción) en el efectivo y equivalentes de efectivo (disponibilidades) 244.273 665.463 (387.221)Efectivo y equivalentes de efectivo (disponibilidades) al inicio del ejercicio 953.157 287.694 674.915 Efectivo y equivalentes de efectivo (disponibilidades) al final del ejercicio 1.197.430 953.157 287.694 Informaciones adicionales al estado de flujos de efectivo: Valores pagados durante el ejercicio a título de Intereses 931.685 1.658.154 1.517.259 Impuestos sobre la renta 941 3.932 1.977 Intereses recibidos durante el año 209.872 101.678 176.903 Transacciones de inversión y financiación que no envuelven desembolso de efectivo Aporte de capital por la adquisición y venta de la Plataforma P-37 por medio

de préstamos - - 212.468

Transferencia a Brasoil de mutuos activos y pasivos - - 8.231.299

Pago a proveedor por medio de mutuos con Petrobras - - 600.000

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas Explicativas a los Estados Contables Consolidados Ejercicios terminados el 31 de Diciembre de 2010, 2009 y 2008 (En millares de Dólares Estadounidenses)

F-152

1. La Compañía y sus Operaciones

Petrobras International Finance Company (“PifCo” o “Compañía”), con sede en las Islas Caimán, fue constituida el 24 de septiembre de 1977 y opera como subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras.

PifCo compra petróleo crudo y productos derivados del petróleo de Petrobras para mantenerlos como existencias y para venta fuera de Brasil. Adicionalmente, la Compañía vende y compra petróleo crudo y productos derivados de petróleo de terceros y partes relacionadas, principalmente fuera de Brasil. PifCo también compra petróleo crudo y productos derivados de petróleo de terceros y los vende a Petrobras en condiciones que permiten el pago en un plazo máximo de aproximadamente 30 días, sin adición de prima. Antes de abril de 2010, Petrobras pagaba por embarques de petróleo crudo y de productos derivados de petróleo de PifCo en un plazo máximo de hasta 330 días, incluyéndose una prima que era reconocida en base de pago diferido.

En consecuencia, las actividades y operaciones entre ambas empresas, así como la situación financiera y los resultados de PifCo son afectados por decisiones adoptadas por Petrobras.Las operaciones comerciales, incluyendo aquellas con Petrobras, se realizan bajo condiciones normales de mercado y a precios de mercado. PifCo también realiza captaciones de préstamos en el mercado internacional de capitales como parte de la estrategia financiera y operativa de Petrobras.

PifCo reducirá gradualmente tanto sus ventas de petróleo crudo y de productos derivados de petróleo a Petrobras, como sus ventas de petróleo crudo y de productos derivados de petróleo a terceros y finalmente dejará de realizar esas operaciones. Cuando eso ocurra, PifCo pasará a ser una subsidiaria financiera funcionando como un vehículo para que Petrobras capte capital para sus operaciones fuera de Brasil por medio de la emisión de títulos de deuda en los mercados internacionales de capital, entre otros medios de captación. El apoyo de Petrobras a las obligaciones de deuda de PifCo se ha realizado, y continuará siéndolo, por medio de garantías de pago incondicionales e irrevocables.

Veamos a continuación una descripción breve de cada una de las empresas totalmente controladas por la Compañía:

Petrobras Singapore Private Limited

Petrobras Singapore Private Limited (“PSPL”), con sede en Singapur, fue constituida en abril de 2006 para la comercialización de petróleo y productos derivados de petróleo en el ámbito de las actividades comerciales en Asia.

En 2008, PSPL adquirió una participación del 50% en PM Bio Trading Private Limited, una joint venture con Mitsui & Co. LTD, constituida en Singapur para la comercialización de etanol y actividades relacionadas, enfocándose principalmente en el mercado japonés. Para 2012 está previsto el inicio de las operaciones de PM Bio Trading Private Limited.

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas Explicativas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (En millares de Dólares Estadounidenses)

F-153

1. La Compañía y sus Operaciones (Continuación) Petrobras Finance Limited Petrobras Finance Limited (“PFL”), con sede en las Islas Caimán, adquiere petróleo combustible de Petrobras y lo vende en el mercado internacional, incluso para clientes designados, con la finalidad de generar efectos a cobrar de exportación para asegurar la financiación de efectos a cobrar futuros así como para generar flujos de efectivo adicionales en conexión con el programa anticipado de exportación de la Compañía. Ciertas ventas se efectuaron por medio de subsidiarias de Petrobras.

Petrobras Europe Limited Petrobras Europe Limited (“PEL”), con sede en el Reino Unido, consolida las actividades comerciales y financieras de Petrobras en Europa. Estas actividades consisten en la prestación de servicios de consultoría y negociación de los términos y condiciones de suministro de petróleo y productos derivados de petróleo para PifCo, PSPL, Petrobras Paraguay, Petrobras International Braspetro B.V. – PIB BV y Petrobras, así como en la comercialización del petróleo brasileño y sus derivados, que son exportados para las regiones en que actúa la Compañía. PEL desempeña el papel de consultora en relación a esas actividades y no asume ningún riesgo comercial o financiero. Bear Insurance Company Limited Bear Insurance Company Limited (“BEAR”), con sede en las Bermudas, contrata seguros para Petrobras y sus subsidiarias.

2. Base de Presentación de los Estados Contables Los estados contables consolidados se elaboraron de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Estados Unidos de América (US GAAP). La elaboración de tales estados contables exige la adopción de estimativas y premisas que mejor reflejen los activos, pasivos, ingresos y gastos divulgados en los estados contables consolidados, así como los valores presentados en las correspondientes notas explicativas Los eventos siguientes al 31 de diciembre de 2010 se evaluaron hasta la fecha de archivo del Formulario 6-K en la “Securities and Exchange Commission”. (a) Conversión de moneda extranjera

La moneda funcional de la Compañía es el dólar estadounidense. Todos los activos y pasivos monetarios denominados en monedas que no sean el dólar estadounidense se convierten a esa moneda por los tipos de cambio vigentes. El efecto de las variaciones habidas en monedas extranjeras se registra en el resultado como ingresos o gastos financieros.

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Subsidiaria totalmente controlada de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas Explicativas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (En millares de Dólares Estadounidenses)

F-154

2. Base de Presentación de los Estados Contables (Continuación)

(b) Efectivo y Equivalentes de Efectivo El efectivo y los equivalentes de efectivo representan inversiones de alta liquidez, listas para convertirse en efectivo y que tienen un vencimiento original de un máximo de tres meses a partir de la fecha de adquisición.

(c) Títulos y valores mobiliarios Los títulos y valores mobiliarios han sido clasificados por la Compañía como disponibles para venta, mantenidos hasta el vencimiento o negociación con base en las estrategias seguidas con respecto a estos. Los títulos y valores mobiliarios clasificados para negociación se valoran a valor de mercado contra el resultado del ejercicio, los disponibles para venta se valoran a valor de mercado contra otros resultados incluyentes y los mantenidos hasta el vencimiento se registran por el costo amortizado. No hubo transferencias significativas entre categorías.

(d) Cuentas a cobrar

Las cuentas a cobrar se demuestran con base en los valores estimados de realización. La provisión para pérdidas creditícias se constituye por un monto considerado suficiente por la administración para enfrentar futuras pérdidas provenientes de cuentas incobrables.

(e) Títulos a cobrar Los títulos a cobrar se demuestran con base en valores estimados de realización, incluyendo intereses devengados y se refieren a préstamos realizados entre la Compañía y las subsidiarias de Petrobras.

(f) Bienes de Cambio (Existencias) Se registran al valor de costo promedio de adquisición o al valor de realización neto el que sea menor de los dos.

(g) Depósitos vinculados y garantías Depósitos vinculados y garantías representan montos registrados como garantía exigida por los contratos de la Compañía. Los depósitos se efectúan en dinero y se registran por el valor aplicado.

(Traducción libre del original en inglés)

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2. Base de Presentación de los Estados Contables (Continuación)

(h) Gastos anticipados Los gastos anticipados incluyen exclusivamente costos de financiación diferidos relativos a emisiones de deudas y se están amortizando en el transcurso del plazo de vencimiento de las referidas deudas. El saldo no amortizado de los costos de financiación diferidos era de US$ 56.030 y US$ 67.730 al 31 de diciembre de 2010 y 2009, respectivamente.

(i) Bienes de uso Los bienes de uso se presentan al costo y se deprecian con base en su vida útil estimada.

(j) Pasivos corrientes y no corrientes Se registran por valores conocidos o calculables, añadiéndoseles, cuando pertinente, el valor de los correspondientes intereses devengados.

(k) Ingresos diferidos Los ingresos diferidos están representados por los intereses cobrados por la Compañía a Petrobras y a Alberto Pasqualini - Refap S.A. (“Refap”) hasta marzo de 2010 para compensación de sus costos financieros. Los intereses son cobrados de Petrobras y Refap por ocasión de la venta de los respectivos productos, siendo diferidos y reconocidos como parte de ingresos financieros de acuerdo con el método lineal, por el período de cobro, que varía de 120 a 330 días, de tal forma que los intereses cobrados se ajusten a los gastos financieros de la Compañía. Los ingresos diferidos se clasifican en el rubro cuentas a cobrar.

(l) Verificación del resultado, ingresos y gastos Para todas las transacciones con terceros y partes relacionadas, los ingresos se reconocen de acuerdo con el Boletín “SEC Staff Accounting Bulletin 104”, que trata de “Reconocimiento de ingresos”. Los ingresos de petróleo y de productos derivados de petróleo se reconocen por el régimen de competencia cuando exista evidencia convincente del acuerdo realizado, en la forma de un contrato válido, cuando la entrega hubiera ocurrido o hubiera transferencia de los riesgos y beneficios asociados a la propiedad y cuando el precio fijo o calculable y se contabiliza con seguridad razonable. Los costos se reconocen cuando habidos. El resultado incluye los rendimientos, cargas y variaciones monetarias y cambiarias, a índices o tasas oficiales, incidentes sobre los activos y pasivos corrientes y a largo plazo y, cuando aplicable, los efectos de ajustes de activos para el valor de mercado o de realización. Las compras y ventas de (bienes de cambio) existencias con la misma contraparte (contratos de compra/ venta) se agrupan y contabilizan de forma neta y se presentan en "Costo de ventas" en el Estado Consolidado de Operaciones.

(Traducción libre del original en inglés)

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2. Base de Presentación de los Estados Contables (Continuación) (l) Verificación del resultado, ingresos y gastos (Continuación)

Las principales transacciones comerciales de la Compañía se componen de:

Importaciones – la Compañía compra de proveedores en el exterior (principalmente de terceros) y vende para Petrobras y sus subsidiarias brasileñas.

Exportaciones - la Compañía compra de Petrobras y vende para clientes en el exterior.

Off-shore – la Compañía realiza transacciones de compra y venta principalmente en el exterior, con terceros y partes relacionadas.

(m) Registro contable de derivativos y operaciones de cobertura

La Compañía adopta el Ítem de Codificación 815 – Derivativos y Cobertura, juntamente con sus alteraciones e interpretaciones, referidos colectivamente en este documento como “ASC Topic 815”. Estas reglas establecen que todos los instrumentos derivativos deben contabilizarse en el balance de la Compañía, tanto en el activo como en el pasivo y medidos al valor justo. El ASC Topic 815 determina que los cambios habidos en el valor justo de tales derivativos deben contabilizarse en el estado de resultados a no ser que se cumplan criterios específicos de contabilización de cobertura y que sea definido por la Compañía. En el caso de los derivativos denominados cobertura contable, los ajustes de valor justo se registrarán en el estado de resultados o en “Otros resultados incluyentes acumulados”, un componente del patrimonio neto, dependiendo del tipo de cobertura contable y del grado de efectividad del mismo.

La Compañía utiliza instrumentos financieros derivativos, no definidos como cobertura contable para reducir el riesgo de variaciones desfavorables en los precios de compra del petróleo bruto y derivados. Tales instrumentos se valoran a valor de mercado con las ganancias o pérdidas relacionadas reconocidas como “Ingresos financieros” o “Gastos financieros”.

La Compañía también utiliza derivativos del tipo “non-cobertura” con el objetivo de mitigar el riesgo sobre las variaciones desfavorables que pueda haber con esas monedas extranjeras, denominadas “funding”. Las ganancias y las pérdidas provenientes de las alteraciones en el valor justo de tales contratos se reconocen como “Ingresos financieros” o “Gastos financieros”.

La Compañía también utiliza derivativos del tipo de cobertura para protegerse de los cambios en las tasas de interés en diversas monedas. Esos instrumentos utilizados, así como los riesgos protegidos, se contabilizan de acuerdo con el modelo del flujo de efectivo. De acuerdo con ese modelo, las ganancias y pérdidas provenientes del instrumento derivativo son diferidas y se registran en “Otros resultados incluyentes acumulados” hasta el momento en que la transacción objeto de cobertura tenga impacto sobre las ganancias, con excepción del cobertura sin efectividad, que se registra directamente en el estado de resultados.

(Traducción libre del original en inglés)

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2. Base de Presentación de los Estados Contables (Continuación)

(n) Pronunciamientos contables recientemente emitidos Transferencias y Atención (ASC 860), Registro Contable de Transferencias de Activos Financieros (ASU 2009-16) El FASB emitió la ASU 2009-16 en diciembre de 2009. Esta norma retira el concepto de una Entidades de Propósito Especial que Califican (“QSPE” por sus siglas en inglés) y la excepción para la consolidación de la QSPE, además de aclarar las exigencias para transferencias de activo financiero elegibles para contabilidad de ventas. La ASU 2009-16 entró en vigor el 1º de enero de 2010, y no hubo impacto sobre los resultados de las operaciones de la Compañía, su posición financiera o la liquidez. Consolidación (ASC 810), Mejoras en los Informes Financieros por Empresas Envueltas con Sociedades de Propósito Específico (ASU 2009-17) El FASB emitió la ASU 2009-17 en diciembre de 2009. Esta norma entró en vigor para la Compañía el 1º de enero de 2010. La ASU 2009-17 requiere que la Compañía evalúe cualitativamente si es la principal beneficiaria de una sociedad de propósito específico (SPE) y, si lo fuera, la SPE debe consolidarse. Además, esta Declaración exige evaluaciones continuas de si una Compañía es la principal beneficiaria de una SPE. La ASU 2009-17 entró en vigor el 1° de enero de 2010, y no hubo impacto sobre los resultados de las operaciones de la Compañía, posición financiera o la liquidez. Efectos a Cobrar (Tópico 310), Divulgaciones sobre la Calidad de Crédito de los Efectos a Cobrar Financieros y Provisión para Pérdidas Crediticias (ASU 2010-20) La ASU 2010-20 aumenta las divulgaciones exigidas para efectos a cobrar financieros y provisiones para pérdidas crediticias de acuerdo con la Codificación 310, Efectos a Cobrar de los Estándares Contables de FASB. La mayoría de las divulgaciones existents ha sido enmendada para requerir informaciones en bases más desagregadas. La ASU- 2010-20 se adoptó en diciembre de 2010. Los estados financieros consolidados se verán afectados sólo informaciones adicionales.

3. Efectivo y Equivalentes de Efectivo

2010 2009 Efectivo en caja y bancos 14.712 1.445Depósitos a plazo y fondos de inversión de corto plazo 1.182.718 951.712 1.197.430 953.157

(Traducción libre del original en inglés)

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4. Títulos y Valores Mobiliarios

Total

Tasa de interés Título (ii) Vencimiento por año 2010 (i) 2009 (i)

Disponibles para venta (iii) Clep 2014 8% 878.649 817.896Disponibles para venta (iii) Petrobras 2011 7,4% + IGPM(*) 448.417 366.246Mantenidos hasta el vencimiento Charter 2024 3,85% 849.548 908.491Mantenidos hasta el vencimiento NTS 2011-2014 1,26%/1,94% 608.820 601.845Mantenidos hasta el vencimiento NTN 2011-2014 1,26%/1,94% 639.604 631.499Mantenidos hasta el vencimiento Mexilhão 2011 2,12%/2,14% 472.321 471.081Mantenidos hasta el vencimiento Gasene 2022 2,75% 389.387 382.424Mantenidos hasta el vencimiento PDET 2019 2,25% 367.513 359.576Mantenidos hasta el vencimiento TAG 2011 1,20% 504.132 498.078

5.158.391 5.037.136Menos: Saldo corriente (2.429.400) (2.546.811)

2.728.991 2.490.325

(*) IGPM – Índice General de Precios de Mercado, calculado por el Instituto Brasileño de Economía (IBRE) de la

Fundación Getulio Vargas (FGV).

(i) Los saldos incluyen intereses y principal.

(ii) Títulos mantenidos por el fondo relativo a las Sociedades de Propósito Específico consolidadas, creadas para

servir de base a proyectos de infraestructura de Petrobras que no se cotizan en las bolsas en Estados Unidos (iii) Cambios en el valor justo relacionado a los títulos clasificados como disponibles para venta son mínimos y se

incluyen en los estados del resultado en ingresos y gastos financieros.

Los títulos y valores mobiliarios se componen de valores invertidos por la Compañía en carteras exclusivas de un fondo de inversión, operadas exclusivamente por PifCo, que mantiene ciertos grupos de títulos del grupo Petrobras entre otras inversiones.

(Traducción libre del original en inglés)

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5. Partes Relacionadas

Petrobras International Downstream Petróleo Brasileiro S.A. Braspetro B.V. - PIB BV Participações S.A. - Petrobras sus controladas sus controladas Otros 2010 2009

Activo corriente Títulos y valores mobiliarios (i) 448.417 - - 1.980.983 2.429.400 2.546.811

Cuentas a cobrar, principalmente, de ventas (ii) 5.714.401 175.151 1.477 1 5.891.030 15.986.051 Títulos a cobrar 1.746.007 423.112 - 467.221 2.636.340 1.213.155 Pago anticipado de exportación 70.444 - - - 70.444 382.827 Otros - 987 - 2.316 3.303 3.994 Participaciones en sociedad no consolidada - - - 7 7 13 Otros activo Títulos y valores mobiliarios (i) - - - 2.728.991 2.728.991 2.490.325 Títulos a cobrar - 430.992 - - 430.992 421.962 Pago anticipado de exportación 194.440 - - - 194.440 263.480 Pasivo corriente Cuentas a pagar a proveedores 1.930.054 189.357 49.954 - 2.169.365 1.684.855 Títulos a pagar - - - - - 7.862.042 Otros - 792 - - 792 2.768 Estados de resultado 2008 Ventas de petróleo, productos derivados de petróleo y servicios 10.784.093 4.528.953 1.739.205 364.960 17.417.211 15.728.847 23.797.304 Adquisiciones (iii) (11.143.889) (2.698.364) (327.760) (57.452) (14.227.465) (11.899.415) (14.431.172) Gastos con ventas, generales y administrativos (113.365) (78.370) 2.416 157 (189.162) (197.315) (341.668)

Participación en el resultado de sociedad no consolidada - - - (6) (6) (10) (2)Ingresos financieros 482.343 84.377 - 3.383 570.103 1.469.408 1.657.531

Gastos financieros (107.466) (4.438) - - (111.904) (964.665) (1.353.061)

Las operaciones comerciales de PifCo con sus controladas coligadas, incluyendo aquellos con Petrobras, se efectúan a precios y condiciones normales de mercado y a precios comerciales. Antes de abril de 2010, las ventas de petróleo crudo y productos derivados del petróleo a

Petrobras se resolvieron en un plazo de hasta 330 días, e incluye gastos financieros devengados durante estos períodos de pago extendido.

Algunas partes relacionadas de PifCo y PFL, que son subsidiarias de Petrobras, funcionan como agentes en conexión con las exportaciones de algunos clientes del programa de pre-pago de exportación. Estas transacciones se han clasificado como transacciones de partes relacionadas

para efectos de estos estados contables.

Todas las transacciones con partes relacionadas apoyan a la estrategia financiera y operativa de Pifco controlante y Petrobras.

(i) Ver Nota (4).

(ii) Las cuentas a cobrar de partes relacionadas consideran principalmente ventas de petróleo realizadas por la Compañía para Petrobras, con plazo de pago de hasta 330 días.

(iii) Adquisiciones de partes relacionadas se registran en costo de las ventas, en el estado de resultados.

(Traducción libre del original en inglés)

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6. Bienes de cambio (existencias)

2010 2009 Petróleo crudo 707.369 847.901 Productos derivados de petróleo y otros 263.359 345.732 Etanol 52.226 29.634 1.022.954 1.223.267

Los bienes de cambio se registraron por el costo o el valor neto de realización de mercado. Al 31 de diciembre de 2009, los bienes de cambio se redujeron en US$ 318 (ver nota 9), debido al desplome de los precios del petróleo en el mercado internacional, siendo clasificadas en otros gastos operativos en el estado de resultados. Al 31 de diciembre de 2010 se fue sin deterioro. La Compañía adoptó el valor de realización neto para la provisión para la desvalorización de los bienes de cambio.

7. Depósitos Vinculados y Garantías

PifCo tiene depósitos vinculados a garantías referentes a obligaciones de contratos de financiación. El monto clasificado en el activo no corriente está representado por depósitos de: (i) US$ 38.250 relacionados a emisiones de Senior Notes por un valor total de US$ 600.000. Las garantías relacionadas a las financiaciones se mantendrán hasta el vencimiento de las respectivas financiaciones, conforme contrato de Depósito; y (ii) conforme contrato de Depósito, Garantía e Indemnización del 29 de abril de 2005, PifCo proporciona garantía a la deuda de la Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE, subsidiaria de su controlante. De acuerdo con los términos del contrato de garantía, PifCo depositó US$ 95.948 como depósito en garantía, tal monto podrá utilizarse para cubrir la deuda de la Sociedade Fluminense de Energia en caso de falta de pago de la misma.

(Traducción libre del original en inglés)

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8. Financiaciones

Corto plazo Largo plazo 2010 2009 2010 2009 Instituciones financieras (i) 2.063.178 1.891.662 1.094.905 1.682.543Senior notes 246.449 11.099 - 235.350Venta de efectos a cobrar futuros 71.084 70.347 344.440 413.480Activos relacionados al pago anticipado de

exportación que se compensarán con la venta de efectos a cobrar futuros - - (150.000) (150.000)

Global notes 250.197 181.656 10.711.593 10.709.621Japanese yen bonds 2.429 2.133 430.500 377.965 2.633.337 2.156.897 12.431.438 13.268.959

Deuda corriente 1.973.287 1.482.820 12.431.438 13.268.959Monto corriente de la deuda no corriente 386.028 474.608 - -Provisión para intereses 274.022 199.469 - - 2.633.337 2.156.897 12.431.438 13.268.959

(i) Las financiaciones en dólares estadounidenses se obtuvieron principalmente de bancos comerciales e

incluyen líneas de crédito destinadas fundamentalmente a la adquisición de petróleo y productos derivados de petróleo en el mercado internacional, para venta a Petrobras y para compras provenientes de petróleo crudo y productos derivados de petróleo de Petrobras, con tasas de interés que varían del 1,55% al 3,81% al 31 de diciembre de 2010. La captación promedio ponderada de deuda a corto plazo al 31 de diciembre de 2010 era del 2,73% y del 2,33%, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2010 y 2009, la Compañía utilizó totalmente todas las líneas de crédito disponibles para la adquisición de petróleo y productos derivados de petróleo importados.

Al 31 de diciembre de 2010 y 2009, la deuda de corto plazo de la Compañía era de US$ 12.431.438 y US$ 13.268.959, respectivamente, y con valor justo estimado de aproximadamente US$ 14.076.200 y US$ 14.445.600 , respectivamente.

(Traducción libre del original en inglés)

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F-162

8. Financiaciones (Continuación)

Financiación de largo plazo - Informaciones adicionales

a) Financiación de largo plazo por tasa de interés

Período de pago Fecha de emisión Vencimiento Tasa de interés Valor Interés Principal

Venta de efectos a cobrar futuros

Junior trust certificates Serie 2003-B Mayo de 2003 2013 3,748% 40.000 trimestral en el vencimiento Serie 2003-A Mayo de 2003 2015 6,436% 110.000 trimestral en el vencimiento

150.000 Activos relacionados al

pago anticipado de exportación que se compensarán con la venta de efectos a cobrar futuros

Serie 2003-B Mayo de 2003 2013 3,748% (40.000) trimestral en el vencimiento Serie 2003-A Mayo de 2003 2015 6,436% (110.000) trimestral en el vencimiento (150.000) - Senior trust certificates Serie 2003-B Mayo de 2003 2013 4,848% 39.100 trimestral trimestral Serie 2003-A Mayo de 2003 2015 6,436% 155.340 trimestral trimestral

194.440

Japanese yen bonds Septiembre de 2006 2016 2,150% 430.500 semestral en el vencimiento 430.500

Global notes Global notes Julio de 2003 2013 9,125% 376.847 semestral en el vencimiento Global notes Diciembre de 2003 2018 8,375% 576.780 semestral en el vencimiento Global notes Septiembre de 2004 2014 7,750% 397.865 semestral en el vencimiento Global notes Octubre de 2006 2016 6,125% 860.157 semestral en el vencimiento Global notes Noviembre de 2007 2018 5,875% 1.739.697 semestral en el vencimiento Global notes Febrero y Julio de 2009 2019 7,875% 2.803.413 semestral en el vencimiento Global notes Octubre de 2009 2020 5,750% 2.479.621 semestral en el vencimiento Global notes Octubre de 2009 2040 6,875% 1.477.213 semestral en el vencimiento

10.711.593

Instituciones financieras a partir de 2005 hasta 2017 del 1,55% hasta

el 3,03% 1.094.905

varios varios 1.094.905 12.431.438

(Traducción libre del original en inglés)

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F-163

8. Financiaciones (Continuación)

Deuda no corriente– Informaciones adicionales (Continuación) b) Vencimientos de largo plazo:

2012 761.7982013 536.1852014 553.8742015 72.2002016 1.360.656En adelante 9.146.725 12.431.438

9. Otros gastos operativos

La Compañía reconoció una pérdida de US$ 45.668 y US$ 29.320 debido a una reducción en el valor de los bienes de cambio, en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2010 y 2009, respectivamente, debido a los desplomes de los precios del petróleo en el mercado internacional.

10. Pasivo al Descubierto

Capital

El capital social suscrito al 31 de diciembre de 2010 y 2009 es de US$ 300.050, dividido en 300.050.000 acciones de US$ 1.00 cada una.

11. Compromisos y Contingencias

(a) Contratos de compra de petróleo

Con el objetivo de garantizar la compra de petróleo crudo y derivados de petróleo para sus clientes, la Compañía tiene actualmente una serie de contratos de corto y largo plazo con vencimiento máximo hasta 2019 que, cuando considerados en conjunto, la obligan a adquirir diariamente un mínimo de aproximadamente 453.802 barriles de petróleo y productos derivados de petróleo a precios de mercado.

(Traducción libre del original en inglés)

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11. Compromisos y Contingencias (Continuación) (b) Opción de Compra – Plataformas

La Compañía conservó el derecho de ejercer su opción de compra, concedido por PNBV en el actual Contrato de Opción de Bienes Sub-fletados y mantuvo la obligación de compra de las embarcaciones caso PNVB ejerza la Opción de Venta, en caso de falta de pago, en los términos del mismo Contrato de Opción relativo a las Plataformas P-8, P-15 y P-32. PifCo también está obligada a comprar las plataformas por ocasión del vencimiento de las condiciones de Flete. En relación a la Plataforma P-47, PifCo mantuvo su derecho de ejercer la opción de compra relativa a los Contratos de Opción de Bienes Sub-fletados firmados con PNBV y mantuvo la obligación de compra del navío, caso PNBV ejerza la opción de Venta, en la hipótesis de falta de pago o término del contrato. PifCo tiene el derecho de transferir sus obligaciones de acuerdo con los términos de este contrato a cualquier empresa controlada o afiliada.

(c) Acuerdo de Préstamos Al 31 de diciembre de 2010, el monto en abierto referente a cartas de crédito irrevocables era de US$ 93.572, en comparación a US$ 556.162 al 31 de diciembre de 2009, sirviendo de base a la importación de petróleo y productos derivados de petróleo y servicios. Adicionalmente, la Compañía tiene líneas de crédito comprometidas por un monto de US$ 720.682, (US$ 518.500 al 31 de diciembre de 2009) sin destino especifico. PifCo no efectuó saques referentes a esos contratos y no tiene fecha definida para ello.

12. Instrumentos Derivativos, Cobertura y Actividades de Gestión de Riesgos Las premisas de PifCo para la gestión del riesgo de precio de petróleo y derivados de petróleo, en general, se limitan a proteger el resultado de transacciones específicas de corto plazo. En tales cobertura se utilizan contratos futuros, swaps y opciones que están vinculados a las operaciones realizadas en el mercado físico. Las variaciones positivas o negativas se compensan con el resultado opuesto en la posición física y se registran en el resultado como ingreso o gasto financiero. Los instrumentos derivativos de la Compañía se registran en el balance general consolidado por el valor justo. Los instrumentos derivativos de la Compañía se registran en el balance general consolidado por el valor justo.

(Traducción libre del original en inglés)

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12. Instrumentos Derivativos, Cobertura y Actividades de Gestión de Riesgos (Continuación) Para contratos cotizados en bolsa, el valor justo se basa en precios de mercados cotizados. Para contratos no cotizados en bolsa, el valor justo se basa en cotizaciones del comerciante, modelos de precios o precios cotizados para instrumentos de características similares. El precio de la transacción se utiliza como el valor justo inicial de los contratos. Contratos de derivativos de commodities se miden al valor justo, en el activo o en el pasivo, en los estados contables consolidados de la Compañía, reconociéndose ganancias o pérdidas y utilizándose la valoración a precio de mercado, en el período de cambio. Al 31 de diciembre de 2010 y 2009, la Compañía tenía en abierto los siguientes contratos de derivativos de commodities:

Contratos de Commodities Valor de Referencia

(Nocional) en mil bbl* Vencimiento en 2011 2010 2009

Contratos Futuros y a Plazo (2.857) (3.447)

Contratos a término (130) -

* El valor de Referencia (nocional) negativo representa una posición de venta. Cobertura de Flujo de Efectivo En septiembre de 2006, la Compañía contrató una operación de cobertura denominada swap cruzado de monedas (cross currency swap) para cobertura de los Bonds emitidos en yenes de manera de fijar en dólares los costos de la Compañía en esta operación. En el swap cruzado de monedas se realiza un cambio del yen para el dólar estadounidense se fija en el comienzo de la transacción y permanece fija durante su existencia. La Compañía no tiene intención de liquidar tales contratos antes del plazo de vencimiento. La Compañía decidió denominar sus operaciones de swap cruzado de monedas como cobertura de flujo de efectivo. En la contratación de la cobertura y durante su permanencia en vigor se espera que la cobertura de flujo de efectivo sea altamente eficaz en la compensación de los flujos de efectivo atribuibles al riesgo de cobertura, durante el período en que esté en vigor. Los instrumentos derivados de cobertura de flujo de efectivo constan tanto en los activos como en los pasivos de los balances generales consolidados de la Compañía. Las alteraciones en el valor justo, en la medida de la eficacia de la operación de cobertura, se registran en otros ingresos incluyentes acumulados hasta que se realice el flujo de efectivo del ítem objeto de cobertura.

(Traducción libre del original en inglés)

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12. Instrumentos Derivativos, Cobertura y Actividades de Gestión de Riesgos (Continuación) Cobertura de Flujo de Efectivo (Continuación) Se realizan trimestralmente tests de eficacia para evaluar la absorción, por parte de los mecanismos del cobertura de las alteraciones en el valor justo o en el flujo de efectivo de los ítems objeto de cobertura. El cálculo de eficacia indicó que el swap cruzado de monedas es bastante eficaz en la compensación de la variación de los flujos de efectivo de los títulos denominados en yenes.

Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía tenía las siguientes operaciones de swap cruzado de monedas:

Swaps Cruzados de Moneda

Vencimiento en 2016

% Valor de Referencia (Nocional)

(en millares de JPY)

Fijo a Fijo 35.000.000Tasa Promedio de Pago (USD) 5,69 Tasa Promedio de Cobro (JPY) 2,15

Al 31 de diciembre de 2010, el cross currency swap y la cartera de operaciones comerciales, así como los hedges para su protección por medio de derivativos para petróleo y productos derivados de petróleo, presentaba un pérdida máxima estimada para un día (VAR – Value at Risk), calculada a un nivel de confianza del 95%, de aproximadamente US$ 5.572 y US$ 9.786, respectivamente. El efecto de los instrumentos derivativos en el estado de la posición financiera para los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010 y 2009, se muestran a continuación: 2010 2009 Derivativos Activos Derivativos Pasivos Derivativos Activos Derivativos Pasivos

Registro contable en el Balance

Valor Justo

Registro contable en el Balance

Valor Justo

Registro contable en el Balance

Valor Justo

Registro contable en el Balance

Valor Justo

Derivativos calificados como instrumentos de la cobertura en los términos del Tópico de Codificación 815

Contratos de cambio

Otros activos corrientes 115.487 -

Otros activos corrientes 64.819 -

Derivativos no calificados como instrumentos de cobertura en los términos del Tópico de Codificación 815

Contratos de commodities

Otros activos corrientes 9.204

Otros pasivos corrientes 35.611

Otros activos corrientes 23.143

Otros pasivos corrientes 22.997

Total Derivatives 124.691 35.611 87.962 22.997

(Traducción libre del original en inglés)

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12. Instrumentos Derivativos, Cobertura y Actividades de Gestión de Riesgos (Continuación) Cobertura de Flujo de Efectivo (Continución)

Monto de pérdida Reconocido

en OCI* sobre derivados (Parte

Efectiva)

Monto de Ganancia o (Pérdida) reclasificado de OCI* Acumulado

para utilidades (Parte Efectiva)

Monto de Ganancia o (Pérdida) Reconocido en los ingresos de derivados (Parte no Efectiva y

Monto Excluido del test de Efectividad)

Derivados en el Tópico de Codificación 815 – Relación de Hedge de

Flujo de Efectivo 2010 2009

Localización de Ganancia o (Pérdida) reclasificada de

OCI* Acumulado para utilidades (Parte Efectiva) 2010 2009 2010 2009

Contratos de cambio 42.243 8.286 Gastos Financieros. netos (44.225) 18.140 1.590 760

Monto de Ganancia o

(Pérdida) Reconocido en los Ingresos de Derivados

Derivados No Denominados como Instrumentos de Hedge de acuerdo con el Tópico de Codificación 815

Localización de Ganancia o (Pérdida) Reconocido en los

Ingresos deDerivados

2010 2009 Contratos de commodity Ingresos financieros 146.910 267.321 Gastos financieros (168.191) (401.736)

Total (21.281) (134.415) * Otros resultados incluyentes acumulados En el pasado, PifCo tenía opciones de compra por escrito que permitían al portador de las mismas vender un número fluctuante de volúmenes de petróleo combustible pesado a un precio mínimo de US$ 14/barril. Tal opción servía como un hedge económico sobre las ventas futuras relacionadas de títulos a cobrar bajo el programa estructurado de financiación de pre-pago de exportación; la intención del mismo era asegurar que los barriles físicos entregados de acuerdo con programa estructurado de financiación de pre-pago de exportación generasen efectivo suficiente para repagar las obligaciones financieras relacionadas. Considerando el bajo precio de ejercicio de la opción en relación al del mercado, el valor justo de esas opciones es irrelevante al 31 de diciembre de 2010 y de 2009. Derivativos Incluidos Los procedimientos para identificación de instrumentos derivativos en contratos tienen El objetivo del reconocimiento tempestivo, control y adecuado tratamiento contable que se empleará. Los contratos con posibles cláusulas de instrumentos derivativos o títulos y valores mobiliarios que se realizarán, se comunican antes de las firmas para que haya orientación sobre la realización eventual de los testes de efectividad, establecimiento de la política contable a ser adoptada y de la metodología para el cálculo del valor justo.

(Traducción libre del original en inglés)

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12. Instrumentos Derivativos, Cobertura y Actividades de Gestión de Riesgos (Continuación) Los derivativos incluidos identificados en el ejercicio fueron: Venta de Petróleo Importado Contratos de venta de petróleo importado celebrados entre Petrobras Singapore Private Limited - PSPL, y Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. La operación consiste en venta de petróleo, cuyas principales características residen en El hecho de que los precios que se pagarán en fecha futura son definidos (fijados) en el momento de las firmas de los contratos, en contraste con otras operaciones de la misma naturaleza en que los precios de liquidación se observan en las fechas de entrega de los productos, lo que caracteriza de forma incontestable la posición vendida de un contrato a término de petróleo.

Valor de Referencia (Nocional) en mil bbl Valor Justo VaR* Vencimiento

Contrato a Término Posición vendida 400 2.316 1.080 2011 * VaR - Value at Risk – Valor en Riesgo El derivativo incluido identificado se mensuró al valor justo por medio del resultado y se clasificó en el nível 1 en la jerarquía. Venta de Etanol Contrato de venta de etanol hidratado realizado entre PifCo y Toyota Tsusho Corporation. La transacción consiste en la venta de etanol hidratado por medio de una fórmula de precios definida por ocasión de la firma del contrato. La definición de precio de cada carga de etanol hidratado entregado en este contrato envuelve dos cotizaciones de referencia distintas: etanol y nafta. El contrato establece inicio de entrega de cargas de alcohol en 2012, por el plazo de 10 años. No obstante, como existe cláusula contractual que permite renegociación de precios y distracto por cualesquiera de las partes después de cinco años si no se alcanzara un nuevo acuerdo, consideramos el plazo de solamente cinco años como compromiso contractual firme para efectos de cálculo de valor de instrumento financiero derivativo incluido.

(Traducción libre del original en inglés)

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12. Instrumentos Derivativos, Cobertura y Actividades de Gestión de Riesgos (Continuación)

La cantidad contractual básica definida es de 143.000 m³ al año.

La fórmula de precio en cuestión utiliza como una de sus referencia la cotización de uma commodity que no mantiene una relación estricta de costo o de valor de mercado con el bien transaccionado en el contrato. Siendo así, la parte referente al derivativo incluido debe aislarse del contrato original y registrarse en los estados contables siguiendo las mismas reglas aplicables a los demás instrumentos financieros derivativos.

El cuadro a continuación representa el valor justo y el value at risk (VAR) del derivativo incluido al 31 de diciembre de 2010:

Valor de Referencia (Nocional) en mil m³ Valor Justo VaR* Vencimiento

Contrato a Término Posición comprada 715 32.081 992 2016

* VaR - Value at Risk – Valor en Riesgo El derivativo fue mensurado a valor justo por medio del resultado y clasificado en el nível 3 en la jerarquía de mensuración del valor justo. Las ganancias verificadas se presentan en el estado de resultados como ingresos financieros. Valor Justo Los valores justos surgen de los precios cotizados en el mercado, cuando están disponibles, o, en su defecto, del valor presente del flujo de efectivo esperado. Los valores justos reflejan el efectivo que habría sido tanto recibido o pagado si los instrumentos hubieran sido liquidados al cierre del ejercicio. Los valores justos de efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas a cobrar de cliente, deuda a corto plazo y cuentas a pagar se aproximan a sus valores contables. Al 31 de diciembre de 2010 y 2009, el monto del activo no corriente relacionado con el programa de pago anticipado de exportación de la Compañía era de US$ 194.440 y US$ 263.480, con valores justos de US$ 205.800 y US$ 270.500, respectivamente. Las exigencias de divulgación del tópico de codificación 820 se aplicaron a los instrumentos derivativos de la Compañía y a determinados títulos negociables reconocidos de acuerdo con el Tópico de Codificación 320.

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12. Instrumentos Derivativos, Cobertura y Actividades de Gestión de Riesgos (Continuación)

Los derivativos de commodities, los valores negociables y los valores justos de derivativos incluidos de venta de petróleo importado se reconocieron de acuerdo con los precios de cotización convertidos de acuerdo con los datos del balance general para activos y pasivos idénticos en mercados activos y, por lo tanto, se clasificaron como nivel 1. Los valores justos de los cross currency swaps se calcularon utilizando las tasas de interés observables en Yenes y dólares estadounidenses por el plazo total de duración de los contratos y, por lo tanto, se clasificaron como nivel 2. El valor justo del derivativo incluido de venta de etanol se determinó con base en las prácticas utilizadas en el mercado, en donde se calcula la diferencia entre los spreads de la nafta y el etanol. Los valores de los parámetros utilizados en el cálculo se obtuvieron de las cotizaciones para precio de mercado de etano y nafta en el mercado de futuros de la CBTO (Chicago Board of Trade) en el último día útil del período e los estados contables y, por lo tanto, fue clasificado como nivel 3. La jerarquía de valor justo de nuestros activos y pasivos financieros contabilizados a valor justo en bases recurrentes, al 31 de diciembre de 2010, era:

Nivel 1 Nivel 2

Nivel 3 31 de diciembre

de 2010

Activo Títulos y valores mobiliarios – Disponibles

para venta 1.327.066 - - 1.327.066 Derivativos de moneda extranjera - 115.487 - 115.487 Derivativos de commodities 11.520 - 32.081 43.601

Total de los activos 1.338.586 115.487 32.081 1.486.154

Pasivos Derivativos de commodities 36.498 - - 36.498

Total de los pasivos 36.498 -

- 36.498

(Traducción libre del original en inglés)

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13. Eventos subsecuentes

Financiaciones Global Notes El 27 de enero de 2011 2011, PifCo emitió un valor de US$ 6.000.000 en títulos del tipo Global Notes multi-tranche en el mercado internacional de capitales, de la forma siguiente: (i) US$ 2.500.000, con vencimiento el 27 de enero de 2016. Los títulos Global Notes devengan

interés del 3,875% al año, pagadero semestralmente a partir del 27 de julio de 2011; (ii) US$ 2.500.000, con vencimiento el 27 de enero de 2021. Los títulos Global Notes devengan

interés del 5,375% al año, pagadero semestralmente a partir del 27 de julio de 2011; (iii) US$ 1.000.000, con vencimiento el 27 de enero de 2041. Los títulos Global Notes devengan

interés del 6,750% al año, pagadero semestralmente a partir del 27 de julio de 2011; Estas financiaciones tuvieron un costo de emisión de aproximadamente US$ 18.447, descuento de US$ 20.520, y tasas de interés efectivas del 4,01%, 5,44% y 6,84% al año, respectivamente. Estos Global Notes constituyen obligaciones no garantizadas (unsecured) y no subordinadas de PifCo y cuentan con la garantía completa e incondicional de Petrobras.

* * *